LIBRO ENERGIA (CASI...

1Ilusiones monetarias en el ámbito energético

Energía

2 Academia de Ciencias Económicas y Sociales

Energía

© Comité interacadémico academias nacionales

© Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y NaturalesVenezuela

Caracas, 2014

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5Ilusiones monetarias en el ámbito energético

Academia Nacional de la Ingeniería y elHábitat

Propuestas sobre el desarrollo energético deVenezuela

1. Introducción.Gonzalo Morales.................................................... 291

2. Rol de la Energía en el Desarrollo Nacional.Arnoldo J. Gabaldón............................................. 299

3. El Escenario Mundial.

3.1 Recursos Mundiales.José I. Moreno León.............................................. 310

3.2 Venezuela en el Contexto Mundial EnergéticoFuturo.

Nelson Hernández y Juan L. Martínez................... 317

3.3 Inversiones en C y T en energías.José Manuel Martínez............................................ 327

4. Nuestra Riqueza Energética.................................... 339

4.1 Energía Fósil.Consejo Editorial y Nelson Hernández................... 339

4.2 Energía Hidroeléctrica.Jesús A. Gómez M. y José M. Pérez G................... 354

4.3 Energías Alternas en el Futuro.Gonzalo J. Morales................................................ 375

5. Demanda Nacional de Energía................................ 395

5.1 Sector Transporte.César Quintini......................................................... 395

5.2 Sector Industrial.Alfredo Viloria....................................................... 401

5.3 Sector Urbano.Jesús A. Gómez...................................................... 410

6. Oferta Nacional de Energía. .................................. 416

6.1 Evolución de la Industria PetroleraVenezolana.Fernando Sánchez.................................................. 416

6.2 La Industria Eléctrica Venezolana, Historiay Legislación.José Manuel Aller C............................................... 427

6 Academia de Ciencias Económicas y Sociales

7 . Oportunidades de Exportación............................... 451

7.1 Oportunidades en La Faja del Orinoco. Diego González..................................................... 451

7.2 Oportunidades en Materia de Gas Natural.Diego González....................................................... 455

7.3 Oportunidades de Exportación de Derivadosdel Petróleo y del Gas Natural...................... 465

7.3.1 Oportunidades de Exportación de Produc-tos de Refinación de Petróleo.Elizabeth Cruz................................................ 466

7.3.2 Oportunidades para la Industria Petro- química Venezolana.

Eduardo Praselj............................................. 469

7.3.3 Oportunidades de Exportación de la Industria Química. Alfredo Viloria y Gustavo Carrero............... 477

8. Recuperación de la Seguridad y la ConfiabilidadOperacional de las Refinerías de Venezuela.Juan L. Martínez y Francisco J. Larrañaga........... 482

9. Desarrollo Energético y Riesgos Ambientales.Aníbal Alarcón....................................................... 495

10. Normativa Legal Necesaria...................................... 519

10.1 Aspectos Institucionales y Normativos.Diego González....................................................... 519

10.2 Leyes del Servicio Eléctrico (1999 y 2010).Víctor Poleo Uzcátegui.......................................... 540

11. Política para el Desarrollo Energético................... 553

11.1 Política Energética Integral.César Quintini......................................................... 553

11.2 Política Petrolera.Rubén Caro y Carlos Raúl Canard......................... 563

12. Conclusiones y Recomendaciones.Consejo Editorial integrado por Eduardo Buroz,Gonzalo Morales, César Quintini y Manuel TorresParra...................................................................... 573

289Desarrollo energético en Venezuela

Academia Nacional de la

Ingeniería y el Hábitat

Propuestas Sobre el Desarrollo

Energético de Venezuela

290 Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat

Gonzalo Morales

Arnoldo José Gabaldón

José Ignacio Moreno León

Nelson Hernández

Juan L. Martínez

José Manuel Martínez

Jesús Augusto Gómez M.

José Miguel Pérez G.

César Quintini

Alfredo Viloria

Fernando Sánchez

José Manuel Aller C.

Diego González

Elizabeth Cruz

Eduardo Praselj

Gustavo Carrero

Juan Luis Martínez

Francisco Javier Larrañaga

Aníbal Alarcón

Víctor Poleo Uzcátegui

Rubén Caro

Carlos Raúl Canard

Eduardo Buroz

Manuel Torres Parra


1. INTRODUCCIÓN

Ing. Gonzalo J. Morales

Energía en el futuro

La energía es vida, es símbolo de actividad, es trabajo.La energía lo es todo en la naturaleza: mueve al hombrey a los demás seres vivos, los mantiene activos durantetoda su vida. La energía está en todas partes: las páginasdel libro se nutren de la energía cerebral, las leyes quecomponen la legislación salen de computadoras y máqui-nas que requieren energía.

Por tal motivo estamos obligados a conocer, profunda-mente, su esencia, sus transformaciones y lo que puedaafectarla. En el caso de Venezuela esto es más imperati-vo, ya que un alto porcentaje de la vida venezolana semueve a través de la producción de energía. Por esodebemos estudiarla, analizarla, comprenderla, y hacernospartícipe de todas sus manifestaciones.

Vivimos e intercambiamos en un mundo bajo trans-formación constante, ningún país escapa a sus efectos,los cuales se pueden apreciar en todos los campos, encada uno de sus sectores: no solo es el campo económi-co, son también el social, el político, el educativo.

Venezuela está muy inmersa en ese cambio, y estáinmensamente afectada, ya que gravitamos en el campooccidental, que es el más influyente. Es de esperar que elfuturo nos obligue a cambiar más aún, lo cual ocurriráen el campo económico y, por supuesto en el de nuestrasexportaciones. Entre éstas, la energía.

El crecimiento demográfico venezolano, con expectati-va de alcanzar más de cuarenta millones de habitantes


para el año 2040 (quizás sea antes de esa fecha) hacemás imperativo el tratar de avistar el futuro, dilucidar decuales rubros dependeremos los venezolanos para sobre-vivir y si los bienes que explotamos actualmente seránlos mismos para ese entonces, o tendremos que dependerde otros más noveles.

Para poder hacerle frente a todos sus compromisosfinancieros y mantener su crecimiento, Venezuela requie-re aumentar su PIB para superar ampliamente los315.000 millones de dólares que ha estado generandoanualmente, de los cuales un alto porcentaje lo propor-ciona el ingreso de divisas por la producción y venta dehidrocarburos.

Es imprescindible diseñar una política de creación deempleos, que exige un incremento cada año, que depen-de del PIB y éste, de los ingresos de divisas.

Lo cual induce que además de lograr mayores ingre-sos en divisas por las actividades petroleras, debemos in-vertir en el crecimiento diversificado de otras actividadeseconómicas: minería, agricultura y manufactura para dis-minuir nuestras importaciones y generar también divisas.

A diario pueden encontrarse en las múltiples publica-ciones mundiales la angustia y avidez que todos los paí-ses muestran por disponer de fuentes confiables deenergía para garantizar sus requerimientos diarios. Ejem-plos notables los ofrecen los Estados Unidos de Américay China. Es común encontrar en las publicaciones laexpresión “crisis energética”, o sea el temor de que losrecursos conocidos se agoten y surja una gran crisis porfalta o escasez de combustibles.

El consumo mundial energético aumenta sin cesar,impulsado tanto por el crecimiento socioeconómico delas naciones como por el crecimiento de la poblaciónglobal, que se estima superará los 9.000 millones para elaño 2050. Las importantes reservas internacionales decombustibles fósiles permiten visualizar que este recursose utilizará durante muchos años en el futuro previsible.


No obstante, se ha generado un límite que impone laprotección y cuidado del ambiente ante la amenaza delcalentamiento global, relacionado con las fuentes deenergía actualmente utilizadas, causadas por las emana-ciones producidas por algunas de las energías tradiciona-les; por tal motivo se buscan afanosamente las alternas.Se ofrecerá un análisis de los factores relevantes relacio-nados con el consumo de energía y se analizarán loseventos que condujeron al nuevo paradigma energía-am-biente, conjuntamente con las acciones que se toman enla actualidad para reducir la emisión de partículas, asítambién de CO2, NO2 y SO2.

Ya hemos visto que en los Estados Unidos, reiterada-mente, su Presidente convoca a sus científicos para queproporcionen soluciones convenientes a su país paraindependizarse de las importaciones de energía. Parte deeste esfuerzo ha resultado en proyectar su conversión enpotencia petrolera para el año 2017 y en primera poten-cia mundial petrolera para el 2020; el programa de ex-plotación de lutitas lo ha reforzado. Brasil, que fueimportador notable del petróleo que requería, hasta elaño 2000, está en vías de transformarse en productorimportante. Ecuador y Colombia se están convirtiendoen productores destacados.

Para el consumo mundial del año 2011, el petróleo yel gas natural aportaron un 56%, el carbón 27%, la nuclear5%, la hidroeléctrica 6% y las otras renovables el 7%.

La prognosis le asigna un peso importante futuro alos renovables, en aumento, sobre todo a la energía solary a la eólica. No está determinado todavía el aporte queel hidrógeno podrá tener, sobre todo en los vehículos,pero las pruebas efectuadas hasta el momento son muypoco concluyentes.

Los países mayores invierten considerables recursospara investigar otras fuentes de energía, en especial lasalternas, siendo algunas de éstas opciones muy valederasuna vez se haya demostrado que pueden competir en


precio y efectividad. Por lógica, cada barril equivalenteproducido así por esas regiones constituye una compe-tencia desfavorable para Venezuela. Es decir, tendríamosmás dificultad para obtener las divisas que necesitamos.

De las informaciones puede observarse que todos lospaíses necesitan y buscan crecimiento, con el implícitoconcepto de maximizar y obtener internamente el desa-rrollo y control de sus propios recursos energéticos, cua-lesquiera sean estos, lo cual ha dado origen a la explo-tación de otras formas de energía, entre las cuales a lastradicionales, las no-renovables se agregan las de los re-novables.

Para este momento, con la tecnología nuclear probadaen las grandes centrales quedan algunas interroganteshasta alcanzar una operación segura, por lo cual es ne-cesario esperar hasta obtener una confirmación. Los ac-cidentes ocurridos en las centrales nucleares de Chernobily Fukushima lanzan nubes espesas de incertidumbre so-bre el futuro de la energía nuclear, ya se ha visto quetanto Alemania como Japón la están disminuyendo, que-dando Francia como único país que mantiene un creci-miento notable. En Brasil, México y Argentina la pro-ducción por energía nuclear se ha mantenido estable ysolo provee un porcentaje pequeño del consumo. Chileindica que lo está estudiando. En cuanto a la bioenergía,hasta ahora recibe un crecimiento muy bajo, pero seespera que también aumente.

La energía hidroeléctrica tiene una utilización impor-tante en Venezuela, pero habría que desarrollarla enotras ubicaciones que exhiban características favorables,tales como el Aro, ocupando Guayana sitio preferencialy las montañas andinas uno alterno.

Durante largo tiempo en el futuro continuarán ocu-pando un espacio irremplazable las plantas termoeléctri-cas, las cuales, con mayores capacidades, deberán com-partir esa misión fundamental de proveer energía juntocon las hidroeléctricas: su incremento será indispensable.


Venezuela es un país bendito por la providencia, al seraltas y variadas sus fuentes de energía, lo cual le permi-te satisfacer sus necesidades y exportar excedentes paraasí poder disponer de divisas. Esa base le permitió en elsiglo XX crear un valioso estamento industrial, y finan-ciar la construcción de vías de comunicación, escuelas yhospitales, tan necesarias para cumplir necesidades pri-marias de la población.

Desde la primera década del siglo XX Venezuela co-menzó a explotar sus fuentes productoras de petróleo,llegando éstas a alcanzar valores notables para mediadosde siglo, bajo la tutela internacional. Posteriormente, seconstituyó la empresa venezolana propiamente dicha,cuyo crecimiento adquirió importancia mundial.

Sin embargo, en los últimos años su fuente más fun-damental, la generación y venta de hidrocarburos, deacuerdo a publicaciones tanto nacionales como interna-cionales, ha estado sufriendo disminuciones indeseables,lo cual crea un panorama de desasosiego a la comuni-dad nacional.

Se hace imprescindible analizar el funcionamiento dePetróleos de Venezuela para identificar sus bondades ysus deficiencias, que permitan rectificar, mejorar y opti-mizarla, tanto en lo referente a personal como a instala-ciones, operaciones y equipamiento. No sólo sería deorgullo para los venezolanos, sino imprescindible, com-probar que su empresa bandera recuperase un elevadostatus internacional. Esto se hace más agudo en las expec-tativas que han creado los posibles resultados de los con-tratos de operación suscritos con varios países extranjeros,los cuales se espera sean beneficiosos para los venezolanos.

También, hay un significativo asunto pendiente, rela-cionado con el precio de venta de los hidrocarburos ysus productos, de los cuales algunos se venden en Vene-zuela a precios locales muy bajos y en algunos casosirrisorios, como se muestra al comparar el precio deventa del litro de gasolina, con el de una taza de café.


Este desajuste debe ser corregido para todos los combus-tibles y demás productos petroleros.

Otros desajustes encontrados en la empresa petrolera,en particular, serán considerados en el texto de las Aca-demias, analizados y dados a conocer junto con nuestraopinión objetiva e imparcial, pero ajustada al deseo detener nuestra principal corporación operando con crite-rios permanentes económicos correctos.

La explotación de materias primas y su transforma-ción en productos mercadeables es una operación larga,compleja, riesgosa y costosa, que involucra esfuerzos físi-cos, intelectuales y, financieros de muchos venezolanos,conectados a un trabajo gerencial multidisciplinario quelos dirija por el sendero correcto para buscar el buenéxito en esos sacrificios.

En este texto se realizará un análisis sobre la influen-cia de las formas del transporte en la demanda de pro-ductos petroleros, así también sus emanaciones, consi-derando particularmente la que ejercen los vehículos au-tomotores; estos, al ser movidos por motores de combus-tión interna, son grandes consumidores, ineficientes, deproductos petroleros.

La búsqueda de energías limpias se hace perentoria,entre éstas la del carbón, que por su abundancia, tienerelieve particular, igualmente se demanda mayor limpie-za de los productos petroleros, es decir, disminuir su no-cividad. Este tema, indudablemente, requiere también denovedosas legislaciones que regulen su utilización. Haytecnologías bajo experimentación que denotan esperanzaen este sector.

El substancial crecimiento esperado y necesario en laindustria petrolera venezolana no ha ocurrido y la pro-ducción se ha mantenido casi inalterada durante los últi-mos diez años. Esa situación de no crecimiento ha per-turbado no solo el ingreso de divisas sino, más graveaún, el futuro de tan vital sector de la economía. Rela-cionado con lo anterior está el consumo interno de los pro-


ductos petroleros para satisfacer el mercado nacional. Estoconlleva a negociar un crecimiento en la producción, con elsubsiguiente e imprescindible aumento en el número de po-zos explorados, perforados y su entrada en producción.

En el sur venezolano, Guayana, se impone un másriguroso y controlado cuido de las reservas forestales,madre de las aguas que no solo proveen de caudal alOrinoco y otros ríos, sino que son fuente alimentadorade las represas, tales como Guri, al igual que la descon-siderada, así como también descuidada, contaminaciónmercurial de todas esas fuentes fluviales.

Venezuela dispone de un complejo hidroeléctrico demuy alto nivel dentro del conjunto mundial, tanto activocomo potencial, el cual debe regirse por un criteriogerencial acorde a su status, que sirva de ejemplo, en lorelativo a su mantenimiento y operación, para el mane-jo de las futuras represas, sean estas para la generacióneléctrica o para irrigación. Es conveniente intensificar laconclusión de las represas cuya construcción está detenida.

Se considera indispensable e imperativo abordar eltema del mantenimiento en general, tanto en los diver-sos componentes de las instalaciones petroleras, talescomo las refinerías, así también en las plantas termo-eléctricas, factor altamente vinculado a la seguridadenergética. Ya hemos experimentado gravemente esa in-certidumbre en las plantas hidroeléctricas, y en una refine-ría, con graves perjuicios para la comunidad venezolana.

Se considera también de urgencia estudiar y analizarel espectro energético nacional en su integridad, en cadauno de sus componentes, para así elaborar un plan total,integral, que utilice para el consumo nacional, en susáreas específicas, cada una de las fuentes de energía allíexistentes, con la mayor eficiencia y esencial beneficiopara el país.

Estamos incluyendo en este trabajo un resumen de losprincipales hitos ocurridos en el desarrollo de la electrifi-cación en todo el país, con personal venezolano, en breve


tiempo, el cual abarcó todo el territorio nacional, generóvarias empresas de producción y distribución eléctrica yes un ejemplo palpable de que cuando hay voluntad sepueden alcanzar resultados exitosos.

Se hace imperativo que la comunidad nacional tengaun cuadro claro, confiable, actualizado y completo de lasituación real del sector energético y lo que puede espe-rarse para el futuro, tanto en lo relacionado con lo na-cional como en lo internacional. La planificación a largoplazo, la generación de políticas al respecto y las estrate-gias consiguientes demandan que esa información seaexacta, confiable y esté disponible para todos.

Debemos visualizar el futuro, lo que podemos esperar,lo que resultará de las investigaciones sobre el desarrolloe implantación de nuevas soluciones energéticas, las cua-les desplacen al petróleo. ¿Cómo será Venezuela afectadapor esos desarrollos, cuando sobrevengan? ¿En qué for-ma afectarán nuestro ingreso de divisas? ¿Cómo podre-mos adelantarnos y buscar soluciones o remedios consuficiente anticipación?

En consecuencia, se está abordando un tema de lamayor importancia, al acometer la ingente tarea de estu-diar este asunto en todos sus sectores, tanto los técnicospropiamente dichos, como el económico, el histórico y ellegal. La comunidad nacional lo agradecerá. Las acade-mias nacionales, entre ellas la Academia Nacional de laIngeniería y el Hábitat responden a ese llamado que lesformula la comunidad nacional y han preparado estetrabajo, que se espera pueda contribuir no solo a aclararla situación, sino a sentar y despejar caminos para elfuturo.


2. ROL DE LA ENERGÍA EN EL

DESARROLLO NACIONAL

Ing. Arnoldo José Gabaldón

La disponibilidad de servicios energéticos, constituyeuno de las prerrequisitos esenciales para el desarrollo delos países. En efecto, la energía es la fuerza primaria queactiva todas las actividades económicas y sociales (ShahidAlam, 2006). Si además, los países disponen de recursosnaturales energéticos propios, puede anticiparse que exis-ten condiciones favorables para alcanzar tasas de creci-miento económico deseables, siempre que además seconjuguen otros factores de carácter: institucional, social,técnicos y las políticas públicas apropiadas.

Las relaciones entre el desarrollo nacional y el uso dela energía, son múltiples y en algunos casos complejas.A continuación se pasa revista a las principales relacio-nes que ayudan a entender el rol de la energía en eldesarrollo nacional.

1. Cantidad de energía usada en un país en términosper capita y su nivel de desarrollo. Con abundancia deestadísticas puede demostrarse que a mayor provisión yuso de energía, más elevado será el grado de desarrollo,expresado éste en términos de ingreso per cápita. Porejemplo, una correlación grafica para los diferentes paí-ses, entre consumo energético e ingreso, ambos en tér-minos per capita, configuran una relación bien definida.En otras palabras, existe una relación de causalidad en-tre la provisión y uso de la energía y el desarrollo.

Esa relación puede, no obstante, modificarse en situa-ciones excepcionales, como ha sido el caso de Venezuela.


Mientras Brasil y México aumentaron en 300% el tama-ño de sus economías y el consumo energético entre 1971y el 2000, Venezuela en igual periodo solo pudo incre-mentar su economía en un 165%, aunque su consumoenergético continuo aumentando hasta triplicarse (UNEP-Grid Arendal, 2013).

Por otra parte, la relación anteriormente expuesta,también puede modificarse en la medida que se alcanzanen los países niveles más elevados de progreso humano(Toman y Jemelkova, 2002). En estos resultados juega unpapel determinante el nivel de industrialización asociado ala fase de desarrollo: en general, a mayor dimensión delsector industrial, mayor consumo energético per capita.

2. Consumo energético y la generación de empleo. Seha demostrado que los incrementos en el consumo deenergía en los países van generalmente acompañados deun aumento en la creación de empleos, aspecto crucialpara un desarrollo con equidad. Por eso suele dárseletanta prioridad en los países en vías de desarrollo, a laexpansión de los servicios de electricidad, tanto en el me-dio urbano como el rural, ya que se ha constatado queestos inciden tangiblemente a corto y mediano plazo, enaumentar la oferta de empleo.

3. Uso de la energía en un país y su Producto Inter-no Bruto (PIB). ¿Cuántas unidades de energía se requie-ren para generar un dólar de PIB? Dicha relación ex-presa lo que se ha denominado la intensidad energéticade la economía. Dado que históricamente se ha visto quela eficiencia energética tiende a aumentar, debido princi-palmente al mejoramiento de las tecnologías productivasutilizadas, ocurre que la cantidad de energía empleadapor una economía para producir la misma cantidad deriqueza disminuye con el tiempo. Tal situación pudoconstatarse en algunos países, a raíz de la crisis petrolerade los años setenta del siglo pasado, cuando a pesar dela reducción en el consumo de energéticos que generó laelevación brusca de sus precios, pudieron mantener su


producción de bienes y servicios y aun continuar aumen-tándola.

Por otra parte, esa reducción de la intensidad energéti-ca o incremento de su eficiencia en tal sentido, tienerepercusiones importantes desde la perspectiva ambientalal verse disminuidas las emisiones a la atmosfera porcada unidad del producto generado. En el aumento de laeficiencia energética están puestas una buena parte delas esperanzas de reducir la contribución de los países alfenómeno de cambio climático.

La situación en Venezuela desde la perspectiva de laintensidad energética es contraria a lo que indican histó-ricamente los países más exitosos, donde dicho índicetiende a disminuir con el tiempo; esto es, las economíasse hacen más eficientes energéticamente. Para 1980 deacuerdo a estadísticas suministradas por el Ing. NelsonHernández, el consumo en BTU por año para producirun dólar de PIB fue de 16.229,43. En el año 2010 dichoíndice fue de 18.892,0.

4. Consumo energético y el crecimiento económico.Hay una tendencia casi intuitiva a pensar que aumenta-do la producción o el consumo de energía en un país,debe expandirse el crecimiento económico y esto no esnecesariamente así, ya que depende de que se den tam-bién otras condiciones adicionales. Por ejemplo, puededarse el caso de un aumento en la capacidad de genera-ción de energía, sin que la demanda se incremente y porende no aumente la tasa de crecimiento de la producciónde bienes y servicios la cual va asociada al mayor consu-mo. Esto puede ocurrir porque las políticas económicasno sean convenientes o porque las tecnologías empleadasno son las más apropiadas, o porque ocurra derroche deenergía o los impactos ambientales generados tenganuna incidencia negativa en la economía, aunque éstosgeneralmente no son evaluados en las cuentas nacionales.

5. Disponibilidad y calidad de los servicios energéticosy el desarrollo humano de la población. Desde la pers-


pectiva social esta es una relación muy importante. Losservicios de energía son clave para mejorar el conforthumano en los hogares y en los sitios de trabajo; tienenincidencia directa en las condiciones de salud entre otrasrazones por permitir la refrigeración de los alimentos ycontribuir a eliminar la contaminación intra-hogareñapor sustitución de la leña como combustible para coci-nar; el uso de tecnologías médicas avanzadas; el sumi-nistro de agua cuando esta no es asequible por gravedad;la iluminación requerida para poder estudiar y educarsemejor cuando la luz del día oscurece y para transportar-se y comunicarse, entre otros muchas ventajas. Si segrafica, por ejemplo, la relación entre el índice de desa-rrollo humano (IDH) de las Naciones Unidas, para cadapaís y el consumo energético de la población, en térmi-nos per cápita, se observa una correlación bien definida.

6. Consumo energético y la sustentabilidad ambientaldel desarrollo. Dada la matriz de energía existente en elmundo y en particular en Venezuela, en la cual el con-sumo de combustibles de origen fósil es prevalente, elsistema de suministro energético desempeña un papelimportante en la calidad ambiental atmosférica, especial-mente en los medios urbanos. La producción de energíay su uso por los vehículos de transporte constituyen unafuente de contaminación atmosférica que incide negati-vamente sobre la sustentabilidad del desarrollo.

Ahora bien, el acumulado de las emisiones atmosféri-cas liberadas por la producción y uso de energía de ori-gen fósil, contribuyen al proceso de cambio climático,que constituye la causa individual más importante dedeterioro ecológico planetario. De allí el poderoso eslabónexistente entre consumo energético y la sustentabilidadambiental del desarrollo. El reconocimiento de esta rela-ción es en la actualidad un factor estimulante de múlti-ples políticas públicas que tendrán incidencia en elcambio de los patrones energéticos prevalecientes.

Enunciadas las diversas relaciones entre energía y de-sarrollo nacional, se pasa revista a lo que podría deno-


minarse a grandes rasgos el itinerario energético de Vene-zuela, en su marcha hacia el progreso económico y social.

A principios del siglo pasado, cuando Venezuela eratodavía un país muy pobre y atrasado, el ciudadano pro-medio utilizaba diariamente no más de unos 30 a 100kWh de energía. Esto puede aseverarse a pesar de lacarencia de estadísticas.

Debido a que la energía, como se ha dicho, mueve lageneración de riqueza, el bajo consumo energético citadoera emblemático de una fase de nuestro desarrollo carac-terizado por una muy baja producción económica, unaescasa productividad humana y niveles de calidad devida que dejaban mucho que desear. La mayoría de lapoblación era muy pobre.

La historia ha mostrado también que el uso de laenergía por una sociedad va estrechamente unido al pro-greso técnico (Kummel, 2001). Por eso se puede decir,sin temor a equivocación, que el país era para esa épocauna nación muy atrasada y con mínimo progreso técnico.

La matriz energética era más o menos así. Además dela propia energía humana y obviamente de la animalpara transportarse, mover cargas y realizar faenas agrí-colas, se quemaba leña proveniente de la tala de los bos-ques, para encender los fogones hogareños. Venezuelaera un país casi desindustrializado, que dependía de unagro muy rudimentario y de talleres artesanales paraproducir los bienes de primera necesidad requeridos porun pueblo mayoritariamente hambreado y enfermo, ypara exportar los principales rubros: café y cacao y otrospocos productos agrícolas. En este medio se utilizabaademás, desde el periodo colonial, la energía hidráulicaen los trapiches papeloneros. Para la navegación se de-pendía mayormente de la energía eólica, aunque ya des-de mediados del siglo XIX se había introducido enalgunas rutas de cabotaje e internacionales, la navega-ción a vapor y se habían construido los primeros ferro-carriles alimentados por leña. En 1888 se estableció la


primera planta de generación de electricidad en Mara-caibo para el alumbrado público y después para el servi-cio doméstico. Para servir a Caracas se inauguró laplanta hidroeléctrica de El Encantado, proyectada yconstruida por el Ingeniero Ricardo Zuloaga, en l897.

Pero solo es a partir de los años 20 del siglo pasado,conjuntamente con el inicio en gran escala de la produc-ción petrolera, que Venezuela empieza a desarrollar unpoderoso sector energético, tanto para atender las necesi-dades nacionales, como para abastecer los mercados in-ternacionales demandantes de hidrocarburos.

En 1.947 se estimó la capacidad de generación eléctri-ca instalada en 174.000 KW, de los cuales 95.310 corres-pondían a las empresas petroleras, unos 40.000 a lazona metropolitana de Caracas y los 36.740 KW restan-tes para el resto del país, quien contaba para ese enton-ces con una población de 4.700.000 Habitantes. En esemismo año se fundó la Corporación Venezolana de Fo-mento (CVF) (Aller, 2013) organismo que desde su crea-ción le asigno alta prioridad a la electrificación nacional.

En 1958 el Gobierno Nacional creo la empresa: “Com-pañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico”(CADAFE), encargada de generar y distribuir electricidaden la mayoría de las ciudades venezolanas y en las zo-nas rurales. Para este año la capacidad instalada en Ve-nezuela era de 580 MW y sólo treinta (30) años mástarde (1.988) se aumentó esta cifra a 17.828 MW. En eseproceso acelerado de expansión de la industria eléctrica,el proyecto hidroeléctrico más importante acometido porla empresa pública EDELCA, fue la presa y central hi-droeléctrica Raúl Leoni, construida en el lugar denomi-nado “Guri”, en la cuenca del río Caroní con capacidadde 10.000.000 KW. Posteriormente se han construidootros desarrollo hidroeléctricos aguas abajo en el mismorío: Macagua II y III, Caruachi y está en ejecución lapresa y central de Tocoma.


Abordar el tema del rol de la energía en el desarrollonacional, requiere considerar las condiciones presentes,pero sobretodo los escenarios futuros en los cuales losfactores tecnológicos y ambientales tendrán una gran in-cidencia.

Según se aprecia en la Figura 1, para el año 2006,en la matriz primaria de energía nacional, prevalecía elpetróleo con un 78%, siguiéndolo en orden decreciente elgas natural (16%) y la hidroelectricidad (3,0%).

Petróleo

Hidroelectricidad

(3%)Leña y CarbónMineral (2%)

Gas Natural(16%)

Matriz Primaria 2006

Total de Producción618,64 kTep/día

Fuente: MENPET

Venezuela, el principal consumidor de energíaen términos per cápita de la América Latina.

Una prospección del consumo interno de energía pri-maria de Venezuela para el año 2025 (Hernández, 2008)

Figura 1. Recursos energéticos (%) utilizados en Venezuela.


en términos totales y por habitante se muestra en laFigura 2.

Figura 2. Consumo de energía primaria en Venezuela.

De dicha figura pueden extraerse algunas considera-ciones relevantes.

1. En los próximos 20 años, de acuerdo al estudioprospectivo considerado (Hernández, 2008), se produciráun cambio muy importante en la matriz de consumo deenergía primaria en Venezuela. El consumo futuro de-penderá mucho más del gas, que de hidrocarburos líqui-dos o de la hidroelectricidad. Mientras se estima que elconsumo de gas se incrementará a una tasa del 4,87%anual, la de hidrocarburos líquidos lo hará a una tasa del0,49% y la hidroelectricidad a una tasa del 0,54% anual.

2. Para que tal escenario prospectivo pueda concretar-se, el país deberá efectuar fuertes inversiones en proyec-tos de gas y aprovechar mejor las importantes reservasque tiene de este recurso. De no ser esto posible, la pro-


ducción de electricidad continuará dependiendo cada vezmás de la quema de hidrocarburos líquidos en desmedrodel ingreso en divisas extranjeras.

3. El escenario en consideración parte de la premisade que habrá una tasa de expansión de la generaciónhidroeléctrica considerablemente más baja (0,54%) quela que ocurrió en los 15 años pasados, que fue de(5,06%). Desde la perspectiva ambiental este es un as-pecto negativo, ya que se trata de una fuente de energíarenovable de la cual el país dispone todavía de un consi-derable potencial no aprovechado.

Un estudio prospectivo reciente (McKinsey GlobalInstitute, 2013), propone lo que denomina tecnologías,que por su poderoso efecto propio y desencadenante,trastocaran probablemente los escenarios socioeconómicoglobales futuros, en las próximas dos décadas. De lasdoce áreas identificadas, tres están relacionadas con laenergía. Estas son:

o Equipos o sistemas que permiten el almacenaje deenergía para uso posterior, incluyendo las baterías.

o Tecnologías que hacen económica la exploración yrecuperación de yacimientos de petróleo y gas, noconvencionales

o Generación de electricidad a partir de fuentes reno-vables, que disminuyen los impactos climáticos ne-gativos.

Para un país como Venezuela, cuyo desarrollo futurocontinuará estando estrechamente asociado al campoenergético, las áreas de innovación tecnológica expuestas,deberían constituir la columna vertebral de su programade desarrollo de ciencia y tecnología.

CONCLUSIONES

El incremento de consumo energético en Venezuela,no ha estado acompañado de un incremento económico


semejante. La tasa de crecimiento energético supera enproporción de 3:1 a la tasa de crecimiento económico.

La intensidad energética de Venezuela, es decir el con-sumo de energía por unidad monetaria producida nomuestra una tendencia clara a su disminución, lo que setraduce en ineficiencia energética y abre un amplio mar-gen a la investigación a la vez que a la implantación depolíticas públicas que procuren el incremento de produc-ción monetaria con consumo de energía estable o dismi-nuyendo.

La seguridad energética entendida como la capacidadde satisfacer la demanda de energía en cantidad, calidady oportunidad parece estar afectada por un conjunto derazones que se explican en otras secciones del documen-to, pero que en cualquier caso demandan atención técni-ca, gerencial e institucional.

La política pública de desaceleración del desarrollo hi-droeléctrico y la baja eficiencia energética pueden com-prometer los compromisos de Venezuela con el desarrollosustentable.

Venezuela debería adoptar estrategias de gestión ener-gética que aceleraran el desarrollo de las fuentes gasí-feras y revisar la estrategia de inversión en hidroelec-tricidad como política interna de adecuación a las exi-gencias del desarrollo sostenible.

Además de las investigaciones, estrategias y actuacio-nes mencionadas, es necesario atender indagaciones entécnicas de explotación de yacimientos petroleros de cru-dos extra-pesados y métodos de mejoramiento, en técni-cas de almacenamiento de energía, para reducir lasineficiencias de generación, resultado de las condicionesaleatorias de producción de algunas energías renovablesy consecuentemente de la posibilidad de generación enmomentos de bajo consumo, así como incrementar elconocimiento de los recursos y reservas de energías reno-vables y fósiles no convencionales.


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2 en algunos

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3. EL ESCENARIO MUNDIAL

3.1 Recursos Mundiales

Ing. José Ignacio Moreno León

Las nuevas realidades globales y la revolución tecnoló-gica que caracteriza el Siglo XXI están presionando, enforma creciente y continua, por una demanda de fuentesde energía que seguramente va a generar cambios im-portantes en los esquemas de suministros, como conse-cuencia del agotamiento de algunas de las fuentes ener-géticas actuales, del surgimiento de nuevas fuentes pro-ducto de los avances tecnológicos y de políticas que pro-gresivamente se están implantando, en atención a pro-blemas ambientales que se han venido acentuando en losúltimos tiempos, especialmente el relativo al preocupantecambio climático.

En todo caso, en la actualidad los recursos energéticosmundiales están integrados por dos grandes grupos defuentes de energía: las no renovables que incluyen loscombustibles fósiles (el petróleo, el gas natural y el car-bón) y la energía nuclear, todos los cuales son recursosenergéticos limitados y su aplicación genera efectos noci-vos al ambiente; y las renovables, cuya oferta es ilimita-da y su empleo no tiene consecuencias para el medioambiente, entre las cuales se cuentan la energía hidráuli-ca, la solar, la geotérmica, la eólica, la biomasa y lagenerada por el movimiento marino.

Según las estadísticas más recientes (BP, 2013) loscombustibles fósiles satisfacen actualmente cerca del 87por ciento de la demanda energética global, estimada en12.476,6 millones de toneladas equivalentes de petróleo,


con el petróleo supliendo alrededor del 33,1% de esos re-querimientos, cifra que revela la tendencia hacia la re-ducción de la participación porcentual del petróleo en elsuministro de la demanda energética en los últimos 13años. Por otra parte, el carbón, que se mantiene como elcombustible fósil de más rápido crecimiento en la de-manda representa el 30% con el más alto porcentaje delconsumo de energía primaria desde 1970, y el gas natu-ral, que también tiene un rápido crecimiento, aporta al-rededor del 23,9% del consumo y se visualiza comouna alternativa de futuro por ser menos contaminanteque el petróleo.

Entre las fuentes energéticas renovables la biomasa,como biocombustible sólido, biocarburantes o biocombus-tible gaseoso, cubre algo más del 1,9% de la demandaenergética; la energía hidráulica alrededor del 6,6% ycerca de la cuarta parte de la producción total de ener-gía eléctrica, con tendencia a incrementarse, siendo lafuente de electricidad más importante en Noruega (99%),Zaire (97%) y Brasil (96%). En cuanto a la energía nu-clear y, a pesar del grave accidente ocurrido en Japón(Fukushima, marzo 2011), y los anteriores de Chernobil(Ucrania, abril 1986) y Three Mile Island (USA, marzo1979), sigue siendo una fuente importante de energía, yaque representa en la actualidad el 4,5% del consumomundial de energía, el más bajo porcentaje desde 1984(BP, 2013).

Los desarrollos científicos y tecnológicos están permi-tiendo, en adición a las fuentes tradicionales de energía,la generación de nuevas fuentes energéticas renovablesque incluyen fuentes bioenergéticas, solares, geotérmicas,mini y micro-hidráulica, eólica, oceánica e hidrógeno.Todas estas fuentes de energía seguramente se iránincrementando, como producto de la revolución tecnoló-gica y de las presiones que tienden a acentuarse, en labúsqueda de fuentes no contaminantes del entorno am-biental. En el informe de Deloitte, 2012, se señala laimportancia que ya empieza a tener la nanotecnología


en la generación y uso más eficiente de la energía parala iluminación, transporte, generación de energías reno-vables y almacenamiento de energía.

En relación a las disponibilidades de recursos energéti-cos mundiales, los combustibles fósiles, según diferentesfuentes especializadas, existen en abundancia en variasregiones del planeta, pero a los efectos de su cuan-tificación es preciso distinguir entre recursos, que sonlas cantidades conocidas de una fuente energética o su-puestas con elevado nivel de certidumbre, y reservas,que son los recursos que pueden efectivamente transfor-marse en fuentes disponibles, en términos económicos ymediante las tecnologías existentes por lo que también seles conocen como reservas de hidrocarburos convencio-nales. Los hidrocarburos como el petróleo y el gas, querequieren para su disponibilidad de la aplicación de tec-nologías sofisticadas y diferentes de las usadas para laobtención de reservas convencionales, son conocidoscomo reservas no convencionales.

Petróleo

En atención a las precisiones anteriores se estima quelas reservas mundiales probadas de petróleo convencionalestán en el orden de alrededor de 1.668,9 millardos debarriles (BP, 2013). La relación de reservas/producción,fundamentada en los niveles actuales de consumo, per-mite señalar una disponibilidad de estos hidrocarburos de52.9 años, en el entendido de que si se logra extender laconversión de recursos en reservas, este período de dispo-nibilidad podría ser más largo. Por otra parte las reservasde petróleo no convencional se consideran en cerca de400 millardos de barriles, con posibilidades de recursosadicionales recuperables de 3,2 millardos de barriles. Anivel mundial, las mayores reservas de petróleo convencio-nal se encuentran en Venezuela (17,8%), Arabia Saudita(15,9%), Canadá (10,4%), Irán (9,4%), Irak (9,0%), Kuwait(6,1%), Emiratos Árabes Unidos (5,9%), Rusia (5,2%), Libia(2,9%), Nigeria (2,2%) y Kazakstán (1,8%) (BP, 2013).


Gas

En cuanto al gas natural, las reservas probadas, segúnse estiman en cerca de 187,3 trillones (1012) de metroscúbicos (Tcm), con recursos recuperables adicionales de460 Tcm; y las reservas probadas de gas no convencio-nal, cuya evaluación se dificulta por la heterogeneidadde las formaciones rocosas en donde se encuentra estehidrocarburo, se estiman en 330 tcm (BP, 2013). A losniveles del consumo actual, se ha determinado que lasreservas probadas de gas pueden satisfacer el consumode este hidrocarburo por un período de 56,7 años; en-contrándose las mayores reservas en Irán (18%), Rusia(17,6%), Qatar (13,4%), Turkmenistan (9,3%), USA(4,5%), Arabia Saudita (4,4%), Emiratos Árabes Unidos(3,3%) y Venezuela (3,0%) (BP, 2013).

Shale Gas

En el caso de los Estados Unidos conviene resaltarque este país posee cerca del 50% de las reservas mun-diales del Shale Oil/Shale Gas, petróleo de esquistosbituminosos o lutitas, considerado como fuente no con-vencional de gas natural contenido en rocas profundas yextraíbles con tecnología de perforación petrolera y frac-tura de dichas rocas con presión hidráulica. La extrac-ción plantea aún importantes problemas ambientales yenergéticos; sin embargo, preliminarmente se estima queEstados Unidos, con la incorporación de las reservas deeste hidrocarburo no convencional puede llegar a conver-tirse en el mayor productor mundial de petróleo hacia2020, reduciendo progresivamente sus importacioneshasta lograr ser un exportador neto de petróleo hacia2030. (IEA, 2012)

Carbón

Las reservas probadas mundiales de carbón se calcu-lan en 730 gigatoneladas equivalentes aproximadamentea 3.600 millardos de barriles de petróleo, con reservasprobadas de carbón de lignito cercanas a 280 giga-tone-


ladas (109) o 700 millardos de barriles equivalentes depetróleo, en base a lo cual, en BP estima que el carbónrepresenta la más alta relación reservas/producción enlos combustibles fósiles para satisfacer el consumo por109 años (BP, 2012) y, mientras que Europa y Eurasia1

poseen las mayores reservas regionales, América del Nor-te tiene la más alta relación de producción/reservas; sóloen el caso de los Estados Unidos, según esta relación, lasreservas probadas de carbón podrían satisfacer el consu-mo por más de 250 años. A nivel de países individual-mente considerados, las más altas relaciones producción/reservas las tienen la Federación Rusa (443) y Ucrania(384). Igualmente se calcula en recursos carboníferos re-cuperables (carbón y lignitos) un monto adicional decerca de 18 Teratoneladas (1012) y 4 Teratoneladas res-pectivamente. Todo lo cual, a los niveles actuales de con-sumo, permite estimar una disponibilidad de este recursodurante un lapso entre 200 y 250 años, siendo los prin-cipales países que disponen del mismo los Estados Uni-dos (28%), Rusia (17%) y China (16%) y Europa Occi-dental (14%) (BP, 2012).

Energías Renovables

En cuanto a las fuentes energéticas renovables, no esmuy apropiado aplicar el concepto de reservas; sin em-bargo se estima que de estas fuentes energéticas, la ener-gía hidráulica proporcione en la actualidad 3,4 cuatri-llones (1015) de BTU; la biomasa, incluyendo sus diferen-tes fuentes 4,50 y otras energías renovables, incluyendola solar, hidrógeno líquido, metanol y otros 2,84 (EIA,2013).

Finder (2011), citando fuentes de Greenpeace, señalaque el potencial de las fuentes de energías renovables, ensu conjunto proporciona 3.078 veces el total de las nece-sidades actuales de demanda energética global, siendo laenergía solar la fuente de mayor potencia (cada día llegaa la Tierra una cantidad de energía 2.850 veces más deltotal actualmente requerido, dicho de otro modo un día


bastaría para satisfacer la demanda de 8 años). La tierrarecibe de esta fuente 1.500 cuatrillones (1015) de kilova-tios/hora de energía por año. A la energía solar le siguenen orden a la capacidad energética potencial para satisfa-cer la demanda energética actual, la eólica (200 veces),la biomasa (20 veces), la geotérmica (5 veces), las olas-mareas (2 veces), y la hidráulica (1 vez).

CONCLUSIONES

1. No se vislumbra un colapso del suministro energé-tico mundial tradicional en corto plazo.

2. Las energías renovables cuentan con suficiente po-tencial para suplir la demanda energética en el futurocercano.

3. Los Estados Unidos dejarán de ser energéticamentedeficitarios e incluso podrían llegar a exportar tan cercacomo el año 2030.


British Petroleum. (2013). BP Statistical Review ofWorld Energy, June 2013. [Documento en línea] Dispo-nible en: http://www.bp.com/content/dam/bp/pdf/statistical-review/statistical_review_of_world_energy2013.pdf. [Consulta julio 2013].

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1 Eurasia o Euroasia es un término que define una zonageográfica que comprende Europa y Asia unidas. Puedeconsiderarse un “supercontinente”, pues los continentes tra-dicionales de Europa y Asia forman en realidad una solamasa continental. (Wikipedia, 2013)

(NOTAS)


3.2 Venezuela en el contexto mundialenergético futuro

Ing. Nelson Hernández y Ing. Juan L. Martínez

Desde el año 2005, el G8 (Alemania, Canadá, EstadosUnidos, Francia, Italia, Japón, Reino Unido y Rusia) seplanteó un conjunto de acciones que dieran origen a unnuevo esquema energético mundial (Hirst, 2007). Dichoesquema contempla, entre otras, la seguridad energética1

de sus miembros (independencia de la importaciones dehidrocarburos), la eficiencia energética (menor consu-mo), utilización de fósiles más limpios ambientalmente(léase gas, “eliminación” del motor a combustión inter-na), captura del CO

2 (efecto invernadero) e involucrar a

otros países emergentes en la consecución de estos objeti-vos (China, India, México, Brasil y Sur África).

Lo que está sucediendo hoy en día en el manejo ener-gético mundial, no es producto del azar, sino de todauna estrategia establecida hace 8 años. Es así como apa-recen nuevas fuentes de energía, se exploran otras, paí-ses que se trasforman en exportadores netos de energía,es decir, hay un cambio (sin retorno) en el esquemaenergético mundial que va a regir el mundo a partir delprimer cuarto del siglo XXI, y cuyo aspecto central es laperdida de la supremacía del petróleo, la cual será cedidaal gas natural, por ser este el fósil más amigable al am-biente.

En la búsqueda de la “autosuficiencia energética”, elgran salto lo ha dado Estados Unidos al desarrollar tec-nología para la explotación y desarrollo del petróleo ygas de lutitas (shale oil y shale gas) lo cual entra dentrode los hidrocarburos no convencionales, al igual que lasarenas de Athabasca en Canadá y la Faja Petrolífera del


Orinoco (FPO) en Venezuela. Este salto, le permitirá aEstados Unidos (el primer gran consumidor de hidrocar-buros y el segundo en energía total a nivel mundial)poseer las mayores reservas mundiales de hidrocarburos,ser exportador neto de gas en el 2020 y cubrir el 80 %de sus necesidades de petróleo en el 2025.

El Cuadro 1 presenta una comparación entre los pri-meros 13 países con mayores reservas de hidrocarburospara el año 2000 y el año 2011. Los países que salen dela jerarquización son 4 OPEP: Kuwait, Nigeria, Libia yArgelia. Entran en la jerarquización del 2011 China,Turkmenistán, Brasil y Argentina. La supremacía de Es-tados Unidos es contundente con 2306 millardos de ba-rriles de reservas, 3,9 veces mayor a las de Rusia queocupa el segundo lugar.

Venezuela ocupa el cuarto lugar con 331 millardos debarriles de reservas, donde el 90 % es petróleo, y de estos el87% es petróleo no convencional de la FPO. En Latino-américa aparecen 2 nuevos actores que son Brasil (petróleodel Pre Sal y gas de lutitas) y Argentina (gas de lutitas).

La Figura 1 muestra la pérdida de supremacía de Ve-nezuela en lo concerniente a reservas de gas natural(convencional y no convencional) al pasar a ocupar elcuarto lugar.

Argentina lidera la región con 786 Tera2 pies cúbicosde gas (TPC), de los cuales el 98 % son gas de lutitas. Lesiguen México (693 TPC) y Brasil (242 TPC). Es de des-tacar que Argentina, México, Brasil y Chile son hoyimportadores netos de gas (vía gasoductos de Bolivia yGNL de Trinidad, Perú y otros países) y que a futuro nomuy lejano, además de satisfacer sus necesidades se con-vertirán en exportadores netos de gas. Esta situacióncambia completamente el panorama actual ya que lasexportaciones (Bolivia, Trinidad y Perú) de gas en la re-gión tendrán que buscar otros mercados fuera de ésta.Esta situación también afecta los proyectos asomadospor Venezuela de exportación de gas vía GNL.


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Por otro lado, la competencia del gas venezolano se vecuesta arriba, ya que de los 195 TPC de reservas de gasconvencional, el 85 % (166 TPC) está asociado a petróleo(su disposición está atada a la producción de petróleo), yde éstos, 74 TPC están asociados a crudo FPO, de difícildesarrollo. Cabe señalar, que el gas de lutitas es un gasque no contiene petróleo o contiene muy poco, el cual seconsidera un gas no asociado.

Por otra parte, Japón anuncio en mayo de 2013(Hernández, 2013) su decisión de explotar los yacimien-tos de Hidratos de Metano que están en su mar territo-rial. El siguiente paso de los japoneses es realizar unaprueba de producción a largo plazo, que podría durar en-tre seis meses y un año, y luego la producción comercialcompleta para el 2019. La explotación de los abundantesdepósitos de hidratos de metano cerca de su costa per-

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Figura 1. Reservas de Gas (TPC) en América Latina(2011). Fuente: BP 2011/WEC.


mitiría a Japón poner fin a su dependencia energéticadel exterior, con suficiente gas recuperable para satisfa-cer sus demandas de energía para 100 años.

Estados Unidos ha venido realizando ajustes y cam-bios tecnológicos e igualmente cambios de hábitos en supoblación, donde destacan un aumento en la eficienciaenergética y un mayor uso del vehículo eléctrico. Esto,junto al aumento de su producción interna de petróleono convencional (shale oil), ha dado como resultado unadisminución de 3,1 MBD3 en la importación de crudos yproductos, al pasar de 13,7 MBD en el año 2005 a 10,6MBD en el año 2012. La meta de esta tendencia es dealcanzar en el 2020 una importación no más allá de 6,0MBD y de 3,5 MBD en el 2035. La Unión Europea estásiguiendo una estrategia similar a la de los Estados Uni-dos de América, como es la de reducir su consumo enun 20% para el año 2020.

En el último estudio sobre la oferta y demanda de ener-gía a nivel mundial de la Agencia Internacional de Energía,se establece que la producción de petróleo pasa de 84,5MBD en el 2011 a 96,7 MBD en el 2035 (IEA, 2012). Esdecir, un crecimiento neto de 12,2 MBD, conformado poruna disminución de 3,1 MBD en petróleo convencional, unaumento de 6,0 MBD en líquidos y un aumento en petró-leo no convencional de 9,3 MBD. Véase Cuadro 2.

De este crecimiento la OPEP proporciona 10,7 MBD.4,5 MBD en petróleo convencional, 4,1 en líquidos delgas natural y 2,1 MBD en petróleo no convencional.

El Cuadro 3, muestra la proyección de la producciónOPEP para cada uno de sus miembros.

Es de destacar lo atinente a la producción asignada a laFPO donde durante el periodo de estudio crece solo 1,5MBD para alcanzar los 2,1 MBD en el año 2035. Por otraparte, el total de producción de Venezuela se sitúa para esemismo año en 3,5 MBD, es decir, que la producción decrudo convencional más LGN4 es de 1,4 MBD.


Cuadro 2. Producción de petróleo y derivados.

Producción Combustibles 2011 2020 2035Líquidos (MBD)

OPEP

Petróleo Convencional 29,3 29,8 33,8

Líquidos gas natural 5 , 7 7 , 0 9,8

Petróleo No Convencional 0 , 7 1,8 2,8

TOTAL 35,7 38,6 46,4

No OPEP


Líquidos gas natural 6,4 8,2 8,3

Petróleo No Convencional 3,2 8,0 10,4

TOTAL 48,8 53,3 50,3

MUNDO


Líquidos gas natural 12,1 15,2 18,1

Petróleo No Convencional 3,9 9,8 13,2

TOTAL 84,5 91,9 96,7

Variación procesos 2,1 2,5 2,9

Total Hidrocarburos 86,6 94,4 99,6

Biocombustibles 1,3 2,4 4,5

TOTAL LÍQUIDOS 87,9 96,8 104,1

Fuente: IEA 2012


Cuadro 3. Proyección de producción.

OPEP. ProducciónCombustibles 2011 2020 2035Líquidos (MBD)

Medio Oriente

Irán 4,2 3,3 4,5

Irak 2,7 6,1 8,3

Kuwait 2,7 2,7 3,1

Qatar 1,8 1,8 2,5

Arabia Saudita 11,1 10,6 12,3

Emiratos Árabes 3,3 3,3 3,7

TOTAL 25,8 27,8 34,4

NO Medio Oriente

Argelia 1,8 1,9 2,0

Angola 1,7 1,7 1,6

Ecuador 0,5 0,4 0,3

Libia 0,5 1,6 2,0

Nigeria 2,4 2,6 2,7

Venezuela 2,7 2,7 3,5

TOTAL 9,6 10,9 12,1

TOTAL OPEP 35,4 38,7 46,5

Crudo Convencional 29,3 29,8 33,8

Crudo NoConvencional (FPO) 0,6 1,4 2,1

Líquidos del 5,7 7,0 9,8Gas Natural

Gas a Liquido 0,0 0,2 0,5

Variación procesos (0,2) (0,3) (0,3)

TOTAL OPEP 35,4 38,4 46,2

Fuente: IEA 2012


Este número para el 2011 es de 2,1. En otras palabras,se compensa la caída de producción de este tipo de crudocon el “exiguo” crecimiento de la FPO.

En cuanto a precios, el mercado pasará de estar con-trolado por los oferentes, a ser un mercado mayormentede compradores; mayor cantidad de países con capacidadde exportación, incluyendo gas natural, lo cual es indica-tivo de una probable reducción de los niveles de preciosen términos reales.

En definitiva, Venezuela en el contexto mundial de loshidrocarburos a futuro participa de manera poco signifi-cativa. Ello a pesar de ocupar el cuarto lugar mundialen reservas de crudo, por lo que no tendría cabida, desdeel punto de vista de mercado, un desarrollo de hasta 4MBD de la FPO, volumen este que se contempla en losplanes del gobierno 2013–2019 para el 2025 (meta quepor otra parte se considera muy difícil de lograr por ra-zones de tiempo e inversión). Esta cifra toma carácter deaspiración nacional al evidenciarse una estimación seme-jante en los programas de gobierno presentados por laoferta electoral alternativa para ese mismo periodo. Elcontraste entre el escenario mundial planteado por laIAE y la aspiración nacional indica una situación quereclama una permanente atención al desarrollo del mer-cado petrolero para satisfacer las demandas sociales yeconómicas del país con base a la producción y rentapetrolera.

Más aún, lo anterior obliga, sin dilación, a estableceruna base económica nueva para paliar, lo que hoy seevidencia en los escenarios energéticos y que puede con-ducir a la paradoja de ser un país pobre con una riqueza(petróleo) que no se supo aprovechar para el bienestarcolectivo.

Sin embargo, aún queda una ventana de algo menosde 15 años (es cuestión de tiempo), para obtener unaparticipación mayor a nivel mundial, lo cual requiere de


acciones que den lugar, a cambios estructurales en lagestión petrolera, que comprendan modificación del pa-radigma conservacionista del recurso, la apertura a mer-cados más amplios y menos restringidos por las regu-laciones de la OPEP, la incorporación de inversionistasextranjeros y nacionales como socios de negocio, que fa-ciliten la factibilidad financiera de los proyectos, adecuarleyes y reglamentos, administrar la renta petrolera. Estasacciones serian el marco base para una nueva políticaenergética integral del país, aspecto que no se discutedesde los años 70 del siglo XX.

Es importante indicar que al menos transcurren 4años para que se materialice cualquier acción (de lasindicadas) que se tome hoy. Mientras más tarde se tomela acción más se recorta la ventana de los 15 años.

Lo dicho anteriormente para el petróleo venezolano, estrasladable para el gas natural.

CONCLUSIONES

Como corolario se puede indicar:

Venezuela ya no será una referencia energética mun-dial en los próximos 20 años, por lo que hay que ponerlos pies sobre la tierra hoy, y romper el paradigma queel petróleo será para siempre….

Hay que comenzar a correr para montarnos en elúltimo vagón del “Tren del Futuro”… El mundo energé-tico cambió… y cambió para bien de la humanidad… nohay retorno.

Es tarea de los técnicos educar sobre este particular.



Hernández, N. (2013). Hidratos de Metano. Canadáabandona y Japón continúa. [Artículo en línea] Disponi-ble en: http://gerenciayenergia.blogspot.com/2013/05/hidratos-de-metano-canada-abandona-y.html. [Consulta,julio 2013].

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International Energy Agency, (IEA). (2013). WorldEnergy Outlook 2012. Paris, autor. [Documento en lí-nea] Disponible en: http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/Spanish.pdf. [Consulta, julio2013].

(NOTAS)1 Por primera vez se incluye este tema en los análisis

energéticos producto de la incertidumbre de suministrosconfiables de hidrocarburos por países no amigables.

2 Un Tera es igual a 1012.

3 MBD: Millones de Barriles Diarios.

4 LNG: Liquefied Natural Gas./GNL: Gas Natural Licuado.


3.3 Inversiones en ciencia y tecnologíaen energías

Ing. José Manuel Martínez

El siglo XX fue el siglo del petróleo para la generacióny utilización de la energía, para todas las aplicaciones. Elsiglo XXI tiende cada vez más al abandono de los com-bustibles fósiles, a ser el siglo de las energías renovables.La explotación del petróleo requirió grandes esfuerzos einversiones en la producción de los conocimientos cientí-ficos y las tecnologías necesarias para su aprovecha-miento generalizado. El siglo XXI va a requerir esfuer-zos semejantes para lograr el completo dominio de lasenergías alternativas.

En el año 2009 la inversión en proyectos y compañíasde energías limpias fue de $155.000 millones, de los cua-les $117.000 millones fueron en energías renovables. Enese año ya se superaron las inversiones en combustiblefósiles; sin embargo, el porcentaje de inversiones en I+D1

en energías renovables se mantuvo entre 1974 y 2003 enun 7,6% de los gastos totales en I+D en energía.

El mundo contemporáneo se encuentra en una impor-tante transición tecnológica -energética- de la mayor im-portancia. Las necesidades de energía siguen creciendo-tanto en los países industrializados como, más aún, enlos países en vías de desarrollo-, siendo satisfechas toda-vía y por unos cuantos años más, mayormente, cerca deun 80%, por combustibles fósiles: carbón, petróleo y gasnatural, véase Figura 1. El uso de estos combustibles ori-gina gases de efecto invernadero, responsables en la ma-yor proporción por el aumento de temperatura en elglobo terrestre y el cambio climático, actual amenazaglobal que con dificultades se intenta disminuir. Una víaprincipal es reemplazando su uso por otras fuentes de


energía, limpias y renovables: eólica, solar, geotérmica,oceánica, véase crecimiento de la inversión en energíasrenovables en Figura 2.

El porcentaje de utilización de energías renovables(ER) es ya importante, 19% en 2012, aunque tienen to-davía mucho peso las energías tradicionales como bio-

Figura 1. Estimado compartido de energía renovable (2011).Fuente: REN21 GSR2013

Figura 2. Nuevas inversiones mundiales en energía renovable(2004-2012). Fuente: REN21 GSR2013

Combustibles fósiles 78,2%

Energía Nuclear 2,8%

Biomasatradicional

Renovablesmodernos

9,3%

9,7%EnergíaGlobal

RE

NO

VA

BL

ES

Biofuels 0,8%

Energía de Viento/Solar/ Biomasa/

Geotermal19% 1,1%

Hidro 3,7%

Biomasa/solar/calorgeotérmico y agua

caliente4,1%

40

65

100

146

172 168

227

279244

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

300

250

200

1 5 0

1 0 0

50

0

Millardos de $US


masa e hidroeléctrica, cuyo desarrollo tecnológico vieneya desde el siglo XIX. El crecimiento de las inversionesen ER ha sido constante, salvo el descenso en el año2012, debido a las crisis.

La búsqueda de seguridad energética ha influido e in-fluye también en forma determinante. Los países consu-midores, no productores de petróleo, han venido tratandode evitar las restricciones y condicionamientos al sumi-nistro de petróleo que los países productores establecieronen los años 70 del siglo XX. En muchos países pequeños,el alto costo actual del petróleo y sus derivados para laproducción de energía consume un alto porcentaje dedivisas para importaciones y todavía, en muchos países,el acceso a la energía no es accesible a numerosas fami-lias, quienes no pueden aprovechar muchas de las venta-jas de la sociedad contemporánea.

La problemática energética es hoy día una parte im-portante de la agenda internacional y de los planes dedesarrollo socioeconómico, científico y tecnológico de casitodos los países del mundo.

Los países industrializados han venido desarrollandoconocimientos y tecnologías para aprovechar las energíasalternativas. Los organismos internacionales apoyan labúsqueda de nuevas soluciones para ayudar a los paísesen vías de desarrollo. La mayoría de los países, incluyen-do los países en desarrollo, van estableciendo políticasenergéticas que toman en cuenta la búsqueda de la efi-ciencia energética y la progresiva utilización de sus pro-pios recursos en energías renovables, mucho más dis-tribuidas mundialmente que los combustibles fósiles.

Para facilitar el acceso a la energía, muchos paísessubsidian el uso de los combustibles fósiles, tanto para eltransporte como el uso doméstico y el industrial y eso seconvierte en una limitación importante para las medidasde eficiencia energética (EE) y la introducción de ener-gías renovables (ER). Los intereses geopolíticos de Vene-zuela, importante productor mundial de petróleo, la ha


llevado a facilitar y subsidiar el suministro de petróleo alos países del Caribe y Centroamérica, pero estos estánadelantando interesantes programas en EE y ER, conapoyo internacional.

Las principales políticas mundiales y la informaciónsobre el mercado de la energía están mayormente dedi-cadas a las energías renovables (ER), ésta es la tenden-cia mundial central. Las inversiones en petróleo siguensiendo muy importantes, así como en I+D en combusti-bles fósiles y nucleares, pero la tendencia en los últimos20 años es un rápido crecimiento del uso de ER. Breve-mente se tratará de mostrar cifras sobre la importanciarelativa de los diferentes tipos de ER y de sus tendenciasen la utilización e I+D, a nivel mundial.

Fue a partir de los años 70 del siglo XX cuando lospaíses industrializados empezaron a invertir en activida-des de I+D sobre energías renovables, como puede verseen las Figuras 3 y 4 (IEA, 2006). Después de importan-tes inversiones en los años 1980 y 1981, las crisis econó-micas y la presión de los grandes intereses sobre elpetróleo fueron debilitando estas inversiones; decrecieronpero se han mantenido más o menos constantes desde1986.

Hoy día algunas de las energías renovables están bas-tante maduras y su utilización crece exponencialmente,como puede verse en las Figuras No 5, 6, 7, 8, 9 y 10.

Eso no significa que ya no hay necesidad de muchosmayores esfuerzos de I+D+i2.

Cada vez más países han establecido metas sobreenergías renovables. Para 2012, 118 países; de los cualesmás de la mitad son países en desarrollo. De todos ellos109 habían definido políticas. Se mencionan algunas ini-ciativas actuales interesantes: Como consecuencia de latragedia de Fukushima, Alemania se comprometió a salirde la energía nuclear en 2022 y ha reformado completa-mente su sector energético, planteando lo que ha deno-minado “Energiewende” (Transición Energética), enfo-


Figura 3. Presupuestos oficiales invertidos en (I&D) enenergía en los miembros del EIA (1974-2003). Fuente: EIAEnergía Renovable, prioridades en I&D.

Figura 4. Presupuestos oficiales invertidos en (I&D) enenergía renovable en los miembros del EIA (1974-2003).Fuente: EIA Energía Renovable, prioridades en I&D.

Millones de $USD (precios 2004 y tasas de cambio)

Millones de $USD (precios 2004 y tasas de cambio)16000

14000

12000

10000

8000

6000

4000

2000

0

Otras

Poder y almacenamiento

Energía Renovable

Fusión Nuclear

Fisión Nuclear

Combustibles Fósiles

Conservación

Pequeños hidro (<10 MV)

Grandes hidro (>10 MV)

Geotérmica

BiomasaOcéano

Viento

Solar Térmico

Solar Fotovolt.

Solar Calor/Frio

2500

2000

1500

1000

500

0


Figuras (5-7). Inversión en el desarrollo de diferentes fuentesde Energías Renovables.


Figuras (8-10). Inversión en el desarrollo de diferentes fuen-tes de Energías Renovables.


cándose en inversiones masivas de infraestructura en“eficiencia energética y fuentes de energías renovables”.Es país puntero en el desarrollo y utilización de las nue-vas tecnologías y ayuda a los países centroamericanos enestas áreas. En varios campos tiene ya tecnologías ma-duras y hace grandes esfuerzos en I+D+i sobre ER. Alcomienzo de su administración, el Presidente Obama enEstados Unidos, decidió duplicar la capacidad de energíasrenovables, de 28,8 GW al final de 2008 a 57,6 GW alfinal de 2011, así como la capacidad de producción deER, de 6 GW/año a 12 GW/año en 2011. En Canadáexisten 12 centros de investigación dedicados a la I+D enenergías alternativas.

La Agencia Internacional de Energía (IEA) en el do-cumento publicado en 20063 “Renewable Energy: RD&DPriorities” reseña en detalle los esfuerzos de I+D+D (In-vestigación, Desarrollo y Demostración) de numerosospaíses de la organización, indicando presupuestos genera-les y para las distintas tecnologías y fuentes renovables.En el cuadro que sigue se presenta un resumen de losmontos generales de I+D+D en energía y el porcentajecorrespondiente a ER para ilustrar los montos, las ten-dencias y variedad de esfuerzos.

Como se ve en el Cuadro 1 junto a los países másindustrializados –Estados Unidos, Japón, Alemania, Rei-no Unido, Francia, Canadá–, otros menores o menos de-sarrollados tienen un crecimiento de sus inversiones enI+D, como España, Suecia, Suiza, Holanda, Finlandia.

Estados Unidos, Japón y Alemania cubrieron el 67,8%del financiamiento en I+D+D4 de todos los países de laIEA en el período 1974-2003, siendo los gastos totales eninvestigación en energía USD 308.000 millones, de loscuales en energías renovables USD 27.400 millones(7,6% del total en energía). En 2003 el total de I+D+Den energía fue USD 9.200 millones, de los cuales USD841 millones en ER. Los gastos en investigación, desa-rrollo y demostración en energías renovables han venido


aumentando progresivamente en los últimos años, salvola declinación en 2012. El porcentaje de I+D+D en ERrespecto a los gastos de investigación en energía repre-sentaron entre 1990 y 2003 el 8,2%.

Es importante presentar la variedad de las energíasrenovables: eólica, biomasa, pequeños sistemas hidroeléc-tricos, energía solar fotovoltaica, geotérmica, solar porconcentración, marina u oceánica (por oleaje y por ma-reas), las cuales se diferencian no sólo por la fuente sinotambién por el tipo de transformación y de tecnología.

Cuadro 1. Presupuestos de I+D+D en energía y ER en dis-tintos países

País Presupuesto5 para Periodo % presupuesto +D+D en energía de cálculo dedicado a ER

(USD millones)

Australia 687 1979-1997 1 2

Austria 7 8 5 1977-2002 20

Canadá 8.790 1974-2002 7,4

Dinamarca 890 1975-2002 33

Finlandia 7 7 7 1990-2002 10,7

Francia 9.800 1985-2002 <2

Alemania 3.550 1992-2002 25

Italia 14.000 1977-2002 6,46

Japón 77.000 1974-2001 4,17

Holanda 4.880 1974-2001 15,4

España 2.700 1974-2002 208

Suecia 2.730 1974-2001 25

Suiza 3.100 1974-2002 20

R. Unido 14.600 1974-2002 4,7

E.U.A. 106.000 1974-2002 10,4

Fuente: IEA. Renewable Energy: RD&D Priorities. http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/renewenergy.pdf


Es necesario diferenciar tres generaciones en las ER:

1. Las derivadas de la revolución industrial a fines delsiglo XIX: hidroelectricidad, combustión de bioma-sa, electricidad y calor geotérmico, cuyo desarrollotecnológico está bastante maduro.

2. Calefacción y enfriamiento solar, energía eólica,formas modernas de la bioenergía, solar fotovol-taica (muchas de las cuales tienen ya tecnologíasmuy desarrolladas, pero también muestran avancesrevolucionarios en materiales).

3. En desarrollo: energía solar concentrada, energíaoceánica, sistemas geotérmicos mejorados, sistemasbioenergéticos integrados.

La utilización de las ER está descrita muy detallada-mente en los documentos emitidos por REN21 (Rene-wable Energy Policy Network for the 21st century),EUREC European Renewable Energy Research CentresAgency, IEA International Energy Agency, RenewableEnergy: RD&D Priorities. En ellos se proponen numero-sos temas de I+D+i, para cada una de las principalesER, los cuales sería importante analizar con detalle paraapreciar el amplio campo de investigación y la magnitudde los esfuerzos necesarios, parte del importante cambiotecnológico que se está dando para sustituir los combus-tibles fósiles y aprovechar las inagotables fuentes natura-les limpias.

CONCLUSIONES

Nuevas tecnologías para las diferentes ER están a di-ferentes niveles de desarrollo y muchos países las estánutilizando en forma creciente. Se están creando nuevosempleos y hay hacer más esfuerzos para la formación depersonal a todos los niveles de calificación. Se requierereducir costos; facilitar su integración de las ER a la red;reducir pérdidas; determinar los recursos regionales paralas distintas ER; realizar investigaciones más avanzadas


para la disminución mediante ER, del consumo energéti-co en edificaciones y transporte; se requiere financia-miento para crear nuevas infraestructuras de labora-torios y centros de I+D+i, crear nuevas opciones de al-macenamiento de energía y calor; definir nuevas políti-cas que incluyan aspectos sociales.


European Communities. (2009). Research Prioritiesfor Renewable Energy Technology by 2020 and Beyond.Luxembourg, Office for Official Publications of theEuropean Communities. [Documento en línea] Disponi-ble en: http://www.energy.eu/publications/a06.pdf.[Consulta, julio 2013].

International Energy Agency (IEA). (2006). Rene-wable Energy RD + D Priorities. Insights from IEATecnology Programmes. Paris, OECD. [Documento en lí-nea] Disponible en http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/renewenergy.pdf [Consultajulio 2013].

Renewable Energy Policy Network for the 21st

Century (REN21). (2013). Renewables 2013 Global Sta-tus Report [Documento en línea] Disponible en: http://www.ren21.net/Portals/0/documents/Resources/GSR/2013/GSR2013_lowres.pdf. [Consulta julio 2013].

(NOTAS)1 I+D: Investigación y Desarrollo

2 I + D + i = Investigación, Desarrollo e innovación.

3 Fuente: IEA. Renewable Energy: RD&D Priorities http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/renewenergy.pdf

4 I+D+D = Investigación + Desarrollo Tecnológico + De-mostración (puesta a prueba de prototipos).


5 Cifras a precios y tasas de cambio de 2002

6 A mediados de los ’90 llegó a 15%

7 En 2001 fueron USD 3.400 millones, que significaron40% de la inversión de todos los países de la IEA.

8 En las últimas dos décadas.


4. NUESTRA RIQUEZA ENERGÉTICA

4.1 Energía Fósil1

Venezuela es un país con abundantes recursos de hi-drocarburos, tal como se puede apreciar en la Figura 1,donde se muestra el potencial energético del país. Enesta sección se consideran las reservas de Petróleo y Gas.

Petróleo

Para el año 2007, de acuerdo con datos publicadospor Petróleos de Venezuela (PDVSA, 2007) se estimabanlas reservas de petróleo en 99,4 mil millones (millardos)

Millonesde TPE

%

Petróleo 30400 82,9

Gas(1) 4925 13,4

Carbón(1) 320 1,0

Renovables(2) 450 1,2

Nuclear(3) 560 1,5

Total 36655 100,0

TPE= 7,33 Barriles Petróleo Equivalente

Millonesde TPE

%Mini Hidraúlicas 7 1,6

Bio Energía 17 3,8

Solar 228 50,6

Eólica 70 15,6

Geotermal 8 1,8

Maremotriz 26 5,8

Hidraúlica 94 20,8

Total 450 100,0

Fuentes:(1) Tomadas del Informe BP 2011(http:/www.bp.com/productlanding.do?categoryId=6929&contentId=704622)(2) Energías Renovables: potencial energético de recursos aprovechables. División deAlternativas Energéticas MEM (2001) Martínez, A.(3) Venezuela en el Juego Nuclear(http:/plumacandente.blogspot.com/2009/10/venezuela-en-el-juego-nuclear.html)

Figura 1. Potencial energético estimado de Venezuela(2010). Modificado de N. Hernández.


de barriles. Este conocimiento ha permitido establecer elparadigma de que Venezuela es una potencia mundial enhidrocarburos.

La mayor proporción, 58,4%, corresponde a reservasde crudos extra pesados, con una gravedad ºAPI entre8,3–9,9.

La Figura 2 representa la cantidad total y la distribu-ción porcentual de las reservas de hidrocarburos, clasifi-cados según su gravedad.

Figura 2. Reservas de Petroleo de Venezuela (Millardos deBarriles). Año 2007. Fuente: PDVSA Información Financiera yOperacional (2007). Modificado de N. Hernández.

Gravedad oAPI

Condensado ........ > 40

Livianos ............. 30 a 40

Medianos .......... 22 a 29,9

Pesados ............ 10 a 21,9

Extrapesados ... 8,3 a 9,9

Bitumen Natural < 8,3

99,41,9

(2,0%)10,0(10,0%)

11,9(12,0%)

17,5(17,6%)

58,1(58,4%)


276,2

Pr

oy

ec

toM

ag

na

Re

serv

a

100

90

80

70

60

50

40

30

20 10 0

77,1

80,5

80,0

87,3

99,4

20

03

20

04

20

05

2

00

6

20

07

20

09

2

00

3 2

00

4

20

05

20

06

20

07

20

09

Co

nd

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os

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(2

00

7)

RE

SE

RV

AS

DIS

TR

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N (

%)


Las reservas de petróleo de Venezuela se vieron incre-mentadas por los resultados del Proyecto Magna Reser-va, tal como se puede apreciar en la Figura 3.

Las reservas certificadas en la Faja Petrolífera delOrinoco (FPO), se basan en un factor de recobro de20%. La explotación de la FPO es técnicamente posible yde hecho en la actualidad se está realizando, aunque elfactor de recobro de 20% no se alcanzado hasta el mo-mento.

La explotación a gran escala presenta aspectos am-bientales complejos que deben ser resueltos, tales son losinherentes a la elevada producción de coque y azufre enel proceso de mejoramiento del crudo. La Figura 4muestra la estimación de estos subproductos para dife-rentes niveles de producción de crudo mejorado en laFPO.

Figura 4. Estimación de la producción de coque y azufrepara diferentes niveles de producción de crudo mejorado.


De lo expuesto se concluye que el Proyecto MagnaReserva convierte a Venezuela en el país con mayoresreservas de hidrocarburos. Sin embargo, hay que hacernotar que el 95% de las reservas son de crudos pesados yextra-pesados, que son difíciles de explotar y comerciali-zar.

La Figura 5 muestra el tiempo al agotamiento de lasreservas de los 10 países con mayor cantidad disponiblea nivel mundial.

Figura 5. Sendero de los 10 primeros en reservas de petró-leo (2008). Fuente: BP (2008).

Del mismo modo la Figura 6 muestra el tiempo alagotamiento de los países de América Latina y El Caribeque acumulan mayores reservas de petróleo.

Gas

Respecto a las reservas de gas natural, Caro yHernández (2013) indican en la Figura 7 la evolución delas reservas de gas para el periodo 1998–2012.

Kasakastan

Libia

Venezuela

Irak

Kuwait

Canadá

Irán

Emiratos Árabes

Arabia Saudita

Rusia

125 años

100 años

50 años

43 añosMundo

25 años

0 5 1 0 1 5

Producción (Millones de barriles/día)

Reservas (Millardos de barriles)3 0 0

2 5 0

2 0 0

1 5 0

1 0 0

5 0

0


Figura 6. Reservas vs Producción de petróleo en Améri-ca Latina y El Caribe.

No AsociadoAsociado

4,02

1,94

5,56

3,62

1,5

4,74

0,82

0,4

0,44

0,38

0,4

Producción

Adición1998 2012

Figura 7. Evolución de las reservas de gas para el periodo1998–2012.

Total

Producción = 3945 (13%) del mundo

Reservas = 127 (10%) del mundo

R/P = 80 años

R/P = 40 años

R/P = 20 años

Venezuela

México

Trin. &Tobago

Colombia

Brasil

Argentina

Ecuador

Otros

Reserva (Millardos de Barriles)

1 0 0

9 0

8 0

7 0

6 0

5 0

4 0

3 0

2 0

1 0

00 500 1000 1500

Producción (Millones de Barriles)


Para 1998, Venezuela contaba con 4,02 TMC de reser-vas probadas de gas. De estas, 3,62 TMC (90%) corres-ponden a gas asociado, y 0,40 (10%) a gas no asociado.

En el periodo bajo análisis, se produjeron 0,4 TMC.De estos, 0,38 TMC fueron de gas asociado y 0,02 degas no asociado.

Los volúmenes de gas adicionados en el periodo totali-zaron 1.94 TMC. De estos, el 77% (1,50 TMC) fueron degas asociados, y el 27% (0,44 TMC) de gas no asociado.

El balance neto sitúa, para el 2012, las reservas tota-les de gas en 5,56 TMC (196 TPC). De estos, 4,74 TMC(85%) son de gas asociado al petróleo y 0,82 TMC (15%)son de gas no asociado o gas libre.

De acuerdo con las facilidades de producción, las re-servas probadas se clasifican en: desarrolladas2 y no de-sarrolladas3.

Para el 2012, la distribución de las reservas probadasde gas natural de Venezuela de acuerdo a la clasificaciónindicada arriba se muestra en el Cuadro 1 y por cuencassedimentarias.

Cuadro 1. Reservas probadas y desarrolladas de gas naturalen Venezuela (TMC). Fuente: PDVSA (2012).

Cuenca Reservas Reservas DesarrolladasProbadas Desarroladas %

Maracaibo- 1,24 0,219 1 7 , 7Falcon

Barinas- 0,01 0,0005 50,0Apure

Oriental 3,91 0,890 22,7

Carúpano 0,40 --- ---

Total 5,56 1,110 20.0


Del total de reservas probadas, solo el 20 % (1.11 TMC)están desarrolladas. En la cuenca Maracaibo-Falcón4, esteporcentaje es de 17,7%, y 50% y 22,7%, para las cuencasde Barinas-Apure5 y la cuenca Oriental6, respectivamente.

Cabe señalar que se debe realizar un gran esfuerzofinanciero y técnico para elevar el volumen de las reser-vas desarrolladas. Tomando el valor7:

7,4 $/BPE = 1,32 $/kPC = 46515 $/ Mm3

promedio internacional de 7,4 dólares por barril de pe-tróleo equivalente, para pasar reservas probadas no desa-rrolladas a reservas probadas desarrolladas se necesitaninvertir 44,2 millardos de dólares para elevar a 2,0 TMClas reservas desarrolladas.

La Figura 8 muestra la distribución de las reservasprobadas de gas natural en Venezuela para el año 2012.

Figura 8. Distribución de las reservas probadas de gas na-tural en Venezuela (TMC). 2012. Fuente: MEMPET/PDVSA

86,9%

13,1%

Reservas de petróleo

Total = 297,7 millardosde barriles

RPG = 562 PC/B

Asociado = 4,74 (85,2%)

No Asociado = 0,82(14,8%)

FPO

Áreas Tradicionales

Tierra

Costa Afuera

5,56

12,9%

1,9%

41,2%

44,0%


El 14,8% (0,82 TMC) corresponden a gas no asociado.De estos, 0,1 TMC se encuentran en tierra y 0,72 TMCse ubican en costa afuera.

Por otra parte, el 85,2% del total (4,74 TMC) estánasociados a petróleo. 2,29 TMC (41,2% del total) se en-cuentran en yacimientos de áreas tradicionales y 2,45TCM (44% del total) están ubicados en la Faja Petrolífe-ra del Orinoco (FPO), la cual posee 258,7 millardos debarriles de petróleo.

Cabe señalar que el mayor volumen de reservas degas están ubicadas en el menor volumen de reservas depetróleo, las ubicadas en las áreas tradicionales y queposeen un volumen de 39 millardos de barriles de petróleo.

La relación gas–petróleo (RGP: Relación del volumende gas por cada barril de petróleo) para las áreas tradi-cionales es de 1768 pies cúbicos por barril (50,1 MC porbarril). Este valor para la FPO es de 8,06 MC por barril(285 PC por barril). A nivel global, la RGP es de 15,9MC por barril (562 PC por barril).

Lo anterior indica que los crudos FPO poseen pocogas en solución, lo cual implica que para un desarrolloimportante de estos, incluyendo su mejoramiento, es ne-cesario que la Faja importe gas.

Estudios indican que por cada barril de crudo Fajaproducido y mejorado, se necesitan 2000 PC (56,6 MC),es decir, que para un millón de barriles diarios se necesi-tan 2,0 GPC (56,6 MMC) cada día, equivalente a 0,73TPC (20,7 GMC).

No se puede negar que las reservas de gas asociadorepresentan un volumen significante. Sin embargo, es im-portante indicar el balance que se presenta en la Figura 9.


No son 4,74, podrían ser 1,61

Menor disponibilidadpara abastecer al M.I

Reservas de Gas Asociado (85,2%) 4,74*

Asociadas a inyección (22%) -1,04

Asociadas a crudos P y XP (44%) -2,09

2012. Observaciones a las reservas de gas asociado

*Referencia: PDVSA. Gestión 2012; Nota: Cifras en TMC

Análisis: Diego González

Figura 9. Balance de las Reservas de Gas Asociado.


En las reservas de gas asociado, por normativa inter-nacional, se incluyen los volúmenes de gas inyectado alos yacimientos por medidas de conservación o para au-mentar el recobro de petróleo (recuperación secundaria),que en Venezuela totalizan a la fecha 1,04 TMC y nohay certeza de poder ser producidos nuevamente. Porotra parte, los volúmenes de gas asociados a crudos pe-sados y extra pesados, que por razones históricas de pre-cio y de prioridades de producción de crudo para obtenergas, no han sido desarrolladas en su totalidad, correspon-den 2,09 TMC.

Si al volumen de reservas de gas asociado, se le restanlos volúmenes de inyección y los correspondientes al pe-tróleo pesado y extra pesado, resulta un volumen neto de1,61 TMC (56,7 TPC). Este volumen (34% del total) seríael de mayor certeza de producirlo.

La Figura 10 muestra las Reservas de Gas Naturalpor tipo de crudo.

Alta RPG

Bajas reservas de crudo

Moderados costos de producción

27% de las reservas soninyección Alta RPG

Bajas reservas de crudoModerados costos deproducción

182 TPC

NA=9%

C=19%

L=26%

M=13%

P=15%

XP=18%

Figura 10. Reservas de Gas Natural por tipo de crudo.2007. Fuente: BP y estimados propios.


En la Figura 11 puede apreciarse la localización delgas asociado y del gas no asociado. Evidenciándose laimportancia de la ubicación Costa Afuera para el gas noasociado y de la localización en las áreas tradicionalespara el gas asociado.

Figura 11. Localización del gas asociado y del gas no asocia-do. Fuente: MENPET PDVSA

Venezuela: Reservas de gas al 2010 (1012 pies cúbicos)

201

11,1%

24,6%

62,4%

87,1%

12,9%Reservas de Petróleo

Total 297 GB

Asociado=175(87%)

No Asociado=26(13%)

Tierra

Costa Afuera

FPO

Áreas Tradicionales

Como corolario se puede indicar:

1. Venezuela cuenta con importantes recursos de gasnatural, del orden de los 12,58 TMC, de los cuales 5,56TMC (44%) son reservas probadas, siendo las asociadasa petróleo el 85% (4,74 TMC);

2. Es impostergable e imprescindible el desarrollo degas no asociado con el objeto de abrir la oportunidad deincrementar el exiguo negocio que hoy tiene el país deeste hidrocarburo;


3. El 91% de las reservas de gas están asociadas a lasde crudo, lo cual limita el desarrollo de proyectos de gasa nivel internacional.

Venezuela es un país con importantes recursos de gasnatural, pero no es una potencia gasífera, tal como pue-de apreciarse en la Figura 12, allí se evidencia que Vene-zuela no es relevante como país con reservas de gas noconvencional y que respecto a gas convencional ocupa eloctavo lugar a nivel mundial, pero que la distribuciónpor países muestra una significativa concentración en lostres primeros países con las mayores reservas. Para po-der constituirse en un país relevante en el mercado delgas es necesario que Venezuela desarrolle y comercialice,sobre todo los recursos de gas no asociado que son losque permiten concretar negocios de gas a mediano ylargo plazo.

Figura 12. Reservas mundiales (10 primeros países) de gasconvencional y no convencional. Fuente: BP/EIA.

Gas no convencional (Gas de Lutitas)* Gas convencional

China

Estados Unidos

Argentina

México

Sur África

Australia

Canadá

Libio

Argelia

BrasilResto del

Mundo

Rusia

Irán

Qatar

Turkmenistan

Arabia Saudita

Estados Unidos

Emiratos Árabes

Venezuela

Nigeria

ArgeliaResto del

Mundo

1275

862

774

681

485

396

388

290

231

226

1014

1567

1046

896

286

280

245

227

200

185

159

1530

Total = 6622 Total = 6621

* Tecnicamente recuperables



Hernández, N. (2009). El futuro del petróleo. Vene-zuela y América Latina. Caracas, Sociedad Venezolanade Ingenieros de Petróleo. [Conferencia en línea] Dispo-nible en: http://www.revistamene.com/nuevo/petroleovenezuelayamericalatinafinal.pdf (Conferencia dictada aalumnos del Diplomado “Perspectivas y Estrategias” dela Universidad Simón Bolívar, Venezuela).

Hernández, N. (2012). ¿Es Venezuela una potenciagasífera? Caracas, Universidad Metropolitana. Escuela deEconomía Empresarial. Economía Energética. [Presenta-ción en línea] Disponible en: http://www.slideshare.net/plumacandente/es-venezuela-una-potencia-gasifera.

Caro, R. A. y N. Hernández. (2013). Una Mirada a laIndustria del Gas Natural en Venezuela (1998-2012).Caracas, Academia Nacional de la Ingeniería y elHábitat. [Libro en línea] Disponible en: http://www.acading.org.ve/info/publicaciones/libros/pubdocs/UNA_MIRADA_A_LA_INDUSTRIA_DEL_GAS_EN_VENEZUELA_(1998-2012).pdf.

(NOTAS)

1 Comité Editor Esta sección del documento Desarrollo Ener-gético Futuro de Venezuela referida a las reservas de petróleo ygas de Venezuela ha sido preparada por el Comité Editor integran-do información contenida en los siguientes documentos:

· Hernández, Nelson (2012). ¿Es Venezuela una potenciagasífera? Caracas, Universidad Metropolitana. Escuela deEconomía Empresarial. Economía Energética.

· Hernández, Nelson (2009). El futuro del petróleo. Ve-nezuela y América Latina. Caracas, Sociedad Venezolana deIngenieros de Petróleo.

· Caro, Rubén A. y Hernández, Nelson. (2013). Una Miradaa la Industria del Gas Natural en Venezuela (1998-2012). Cara-cas, Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat.

La integración de los documentos indicados se ha realiza-do respetando la redacción y preparación original de cua-dros y gráficos de los autores indicados.


2 Reservas desarrolladas: Son las reservas que se esperanrecuperar de los pozos existentes, incluso las reservas “behindpipe” (detrás de la tubería). Las reservas provenientes de re-cuperación asistida son consideradas desarrolladas sólo des-pués de que el equipo necesario se ha instalado, o cuandolos costos para hacerlo sean relativamente menores.

3 Reservas no desarrolladas: Son aquellas que se esperanrecuperar de: (1) los nuevos pozos en áreas no perforadas,(2) de profundizar los pozos existentes a un yacimiento dife-rente, o (3) donde se requiere una inversión relativamentegrande para recompletar un pozo existente o (b) construirinstalaciones de producción o transporte para proyectos derecuperación primaria o asistida.

4 Maracaibo-Falcón (antes Occidental-Zulia) que se extien-de a lo largo de los estados Zulia y Falcón.

5 Barinas-Apure (antes Meridional Central, Barinas y Apu-re) que comprende los estados Barinas y Apure.

6 Oriental que abarca los estados Guárico, Anzoátegui, Monagasy Sucre. Carúpano, incorporada desde el año 2006 y que com-prende el norte del estado Sucre y el estado Nueva Esparta.

7 7.4 $/BPE = 1.32 $/kPC = 46515 $/ Mm3


4.2 Energía Hidroeléctrica

Ing. Jesús Augusto Gómez M. e

Ing. José Miguel Pérez G.

La hidroelectricidad consiste en la transformación dela energía potencial del agua, primero en energía ciné-tica mediante el aprovechamiento del desnivel entre elsitio de toma o derivación y el sitio donde se encuentranlas turbinas y luego, la transformación de esa energíacinética en energía eléctrica mediante conversión electro-magnética.

Un aprovechamiento hidroeléctrico requiere de unacombinación de un desnivel topográfico con un ciertocaudal de agua. Así, la potencia de un aprovechamientoviene dada por la siguiente ecuación:

P = gQHεεεεεtεεεεεg

donde:

P: Potencia g: aceleración de la gravedadQ: Caudal de diseño H: Carga neta disponibleεεεεεt: Eficiencia de las turbinas εεεεεg: Eficiencia del generador

La energía hidroeléctrica presenta una gran eficienciacomparada con cualquier otro sistema de generación;así, los valores de eficiencia de los generadores εεεεεg

estánsiempre en el orden del 98%, mientras que los valores dela eficiencia de las turbinas εεεεεt

alcanzan valores en elentorno del 95%.

Existen diferentes tipos de turbinas hidráulicas que seutilizan para la generación. Cada tipo se selecciona enfunción de la combinación de caudal y carga disponibleen cada caso. La Figura 1 muestra una manera rápidade seleccionar el tipo de turbina y el cálculo preliminarde la potencia esperada en cada caso.


Figura 1. Nomograma para selección de turbina y estima-ción de potencia. Fuente: Escher-Wyss Ltd. Zurich, Germany.

Clasificación de las centrales:

Por la carga:

BAJA MEDIA ALTA

H<20 m 20<H<100 m H>100 m

Por la potencia instalada:

PICO MICRO MINI PEQUEÑA MEDIA GRANDE

P<5KW P<100KW P<1000KW 1<P<100MW 100<P<500MW P>500 MW


Por el uso:

TIPO FACTOR OPERACIÓN PLANTA (Horas/año)

Base > 0,40 >3500

Intermedia 0,20-0,40 1500-3500

Punta 0,10-0,20 <1500

Por el almacenamiento:

De Paso o Filo de Agua Pondaje De larga Duración

Ventajas e Inconvenientes:

Los desarrollos hidroeléctricos presentan una serie deventajas pero también presentan varios tipos de inconve-nientes:

Ventajas:

o Energía limpia sin emisión de gases de efecto inver-nadero.

o No requiere uso de combustibles para su operación.

o Bajos costos de generación.

o Bajos costos de operación y mantenimiento.

o Prolongada vida útil.

o Posibilidad de usos múltiples: abastecimiento deagua potable, riego, control de inundaciones.

o Amplio rango de operación, manteniendo elevadosniveles de eficiencia.

o Adaptación a la curva de demanda eléctrica.

o Rápida puesta en marcha para alcanzar la capaci-dad de generación.


o Reducida tasa de salida forzada (FOR) de los equi-pos: mejora de la confiabilidad de los sistemas degeneración eléctrica.

o Estabilización de la tensión en las redes de transmi-sión y distribución.

o Facilidad de adaptación como reserva rodante.

o Posibilidad de integración con otras energías reno-vables.

o Posibilidad de automatización y operación remota.

o Posibilidad de operación continua y prolongada sininconvenientes (energía base).

Inconvenientes:

o Afectación de los ecosistemas acuáticos y terrestres.

o Afectación de los procesos hidrológicos y fluviomor-fológicos aguas abajo.

o Perdidas de tierras con vocación agrícola o áreassilvestres.

o Afectación y desplazamiento de poblaciones dentrode las áreas de inundación.

o En algunas áreas, incremento de actividad sísmica.

o Periodo de construcción prolongado.

o Uso intensivo de capital durante la construcción.

Inversiones

Los costos de construcción para nuevos proyectos deenergía hidroeléctrica en los países de la OCDE se mues-tran en el Cuadro 1. Las necesidades de inversión inicialpara proyectos particulares deben ser estudiadas indivi-dualmente debido a la naturaleza única de cada proyectode energía hidroeléctrica. Los parámetros que afectan loscostos de inversión y el retorno de inversión incluyen laescala del proyecto, que puede variar desde más de10000 MW o más, a menos de 0,1 MW; la ubicación del


proyecto; la presencia y tamaño de embalses; el uso dela energía suministrada como base o como pico de cargao ambas; y otros posibles beneficios junto con la produc-ción de energía, tales como control de inundaciones, rie-go, suministro de agua potable, etc. La forma como sefinancia el proyecto es también un factor clave. (OECD/IEA).

Cuadro 1. Costos de Inversión por tamaño de central. Fuente:

OECD/IEA, 2010. Renewable Energy Essentials: Hydropower

Tamaño Potencia/ Almacenamiento Uso Costos unidad (carga) Inversión

(USD M/MW)

Pequeña <10 MW Filo de Agua Carga base 2-4

Mediana 10-100 Filo de agua Carga base 2-3M W

Mediana 100–300 Presa y Base y pico 2-3M W a l m a c e n a m i e n t o

Grande >300 Presa y MW a l m a c e n a m i e n t o Base y pico < 2

Costos de Generación

Los costos de generación de electricidad a partir denuevas centrales hidroeléctricas varían ampliamente,aunque a menudo caen en un rango de US$ 50 a 100/MWh. Cabe señalar que los costos de generación porMWh serán determinados por la cantidad de electricidadproducida anualmente y que muchas plantas de energíahidroeléctrica deliberadamente son operados por deman-das de carga pico y back-up de la fluctuación de la fre-cuencia, para aumentar (push up) los costos marginalesde generación y el valor de la electricidad producida.Como la mayoría de los costos de generación se asociacon la depreciación de activos fijos, la generación costodisminuye si se extiende la vida útil de la planta proyec-tada. (OECD/IEA, 2010).


Algunas Características de la Hidroelectricidadmoderna

Durante un cierto tiempo muchos de los proyectos hi-droeléctricos fueron retardados y reevaluados, dado quese pensaba que los embalses asociados tal generación po-drían inducir movimientos sísmicos en el entorno de losembalses. Además, se originaron problemas de desplaza-miento de poblaciones y efectos ambientales nocivos pro-ducto de la pérdida de flora y fauna y de áreas sus-ceptibles de desarrollos agrícolas. (World Bank, 2009)Hoy día la mayor parte de estas objeciones han sidosuperadas mediante la incorporación de numerosas me-didas de mitigación y de la implementación de extensosprogramas de beneficio social de las poblaciones afecta-das, además de recuperación y manejo de cuencas con elfin de mitigar y minimizar tales efectos (Devernay,2013)1.

Desde el punto de vista del desarrollo sustentable, lageneración hidroeléctrica presenta una alternativa muyfavorable porque, no solo, se produce una energía limpiasin emisiones de gases de efecto invernadero como losque se producen en la combustión de combustibles fósi-les, sino porque se inducen usos múltiples como son elabastecimiento de agua potable a poblaciones, lo cual esuna de las metas del milenio. Se produce control deinundaciones y se regularizan los ríos para el aprovecha-miento de áreas bajo riego para el desarrollo agrícola.Adicionalmente, se pueden mejora las condiciones de na-vegación en los corrientes fluviales y sirven como mediode recreación y esparcimiento

Dentro de un análisis de confiabilidad de los sistemasde generación, la hidroelectricidad presenta ventajas sus-tanciales como es el caso de la tasa de salida forzada(FOR)2, así mientras los equipos de generación termo-eléctrica presentan valores de FOR que pueden estar porencima del 10 % aunque presentan bastante variación(2011) (en 2006, el FOR ponderado de las plantas de gas


del SIN fue de 22,56% y de 31,04% para las plantas devapor) los equipos de generación hidroeléctricos presentavalores de FOR inferiores al 5% [1,53% fue el Valor pon-derado del SIN en 2006] (OPSIS, 2006).

Desde el punto de vista operativo de un sistema deabastecimiento interconectado, la energía eléctrica permi-te suplir la potencia pico que se requiere a las horas demáxima demanda del sistema, pudiendo adaptarse rápi-damente a las fluctuaciones de la demanda y creandouna gran estabilidad en los sistemas de transmisión.

Una tendencia que se ha puesto de manifiesto en losúltimos tiempos y que se espera se incremente en laspróximas décadas, es la integración entre la hidroelectri-cidad y los sistema alternos de energías renovables.Como es sabido, las energías del tipo solar y especial-mente la eólica presentan una gran aleatoriedad congrandes fluctuaciones en tiempos relativamente cortos;además, no siempre existe una correspondencia entre losmomentos de generación con este tipo de energías y losmomentos de mayor demanda. En tal caso se requierede un sistema integrado compensatorio que permita al-macenar esta energía para luego ser utilizada oportuna-mente en el momento que el sistema lo demande. Sehan ideado sistemas integrados que permiten utilizar laenergía para bombear agua hasta un embalse elevado auna cota suficientemente alta de manera de poder des-cargarla a través de turbinas hidráulicas en el momentooportuno y de esta manera tener una capacidad de gene-ración adaptada a la curva de demanda del sistema, creán-dose de esta manera un sistema altamente eficiente.

Otra tendencia que se ha puesto de manifiesto recien-temente es la posibilidad de los sistemas de rebombeo através de la utilización de la energía termoeléctricas y deotras fuentes en horas denominadas valle dentro de lacurva de carga diaria. Como es conocido, la demanda deun sistema interconectado no es constante a lo largo deldía, sino que presenta fluctuaciones variando desde un


mínimo, normalmente en horas de la madrugada hastaun máximo, normalmente entre 6 PM y 10 PM. Se trataentonces de utilizar la potencia disponible en la horas demínima demanda para bombear el agua desde un em-balse bajo y almacenarla en un embalse elevado paraluego ser descargada en horas de máxima demanda, lo-grando así una reducción de las pérdidas por conduccióny la reducción de las potencia instaladas en instalacionesremotas, obteniéndose adicionalmente que los equipos degeneración trabajen siempre cercanos a su punto máxi-ma eficiencia al estar sujetos a menores variaciones den-tro de su rango de generación

Hidroelectricidad Mundial

La generación hidroeléctrica en estos momentos esresponsable del 16% de la energía eléctrica que se consu-me a nivel mundial. Además es la mayor fuente de ge-neración de energías renovables. (IEA, 2013) Para el año2011, la generación hidroeléctrica alcanzó una energíaequivalente a 3498 TWh, lo cual significa que este tipode generación ha mantenido su ritmo ascendente de cre-cimiento del 2,4%, similar a lo establecido en los últimos45 años, tal como se puede observar en las figuras 2 y3.

De acuerdo con las proyecciones de la IEA en susdiferentes escenarios de generación eléctrica para lospróximos años, se estima que este porcentaje se manten-ga relativamente estable.

La Figura 2 muestra cómo ha sido evolución de lageneración mundial desde el año 2005 y las proyeccionesde dicha generación hasta el año 20353.

La figura 4 muestra la evolución de la capacidad degeneración instalada a nivel mundial durante los últimosaños y la proyección de esa capacidad instalada hasta elaño 20354.


40

00

35

00

30

00

25

00

20

00

150

0

100

0

500 0

Generación 109

Kwh

196

0

19

70

19

80

19

90

2

00

0

2

010

20

20

Fig

ura

2.

Gen

erac

ión

hid

roel

éctr

ica

mu

nd

ial

(19

65-

2011

)

34

95


6000

5000

4000

3000

2000

Gen

era

ció

n (

TW

h)

Figura 3. Generación Hidroeléctrica Mundial 2005-2013 yProyección hasta 2035.

2000

1750

1500

1250

1000

750

500

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Histórico Proyección

Figura 4. Capacidad de generación instalada mundial 2005-2013 y su proyección hasta 2035.

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Histórico Proyección


Hidroelectricidad en Venezuela

Potencial

El potencial de hidroelectricidad en Venezuela fue esti-mado durante el primer lustro de los años ochenta delsiglo XX (MARNR, EDELCA, CADAFE, MEM, 1985).Para homologar los resultados con los de otras fuentesenergéticas del país se usó la siguiente categorización:

o Reservas Potenciales: evaluación de los recursoshidroenérgeticos basándose en metodologías ten-dentes a determinar el potencial hidroeléctrico bruto;

o Reservas Semi probadas: categoría que agrupa lasreservas estimadas para sitios de aprovechamientoidentificados, pero descartados en la preseleccióncon base en criterios de topografía, geología y cali-dad y cantidad de la información disponible.

Reservas Probadas: conjunto de sitios identificados, enlos cuales la información topográfica, hidrológica y geo-lógica reúne los requisitos técnicos requeridos para reali-zar la homogeneización de la información energética yla evaluación económica. Estas reservas a su vez com-prendieron dos subcategorías;

o Reservas probadas con restricciones económicas enla actualidad;

o Reservas explotables.

Las reservas totales y el recurso explotado para la fe-cha del inventario nacional del potencial hidroeléctrico,por Regiones COPLANARH se indican en el Cuadro No 2.

Evolución

La hidroelectricidad ha sido responsable del 67% de lageneración eléctrica en los últimos años, otorgando unagran confiabilidad al sistema de generación y permitien-do el desarrollo de gran escala de industrias básicas degran magnitud en la región de Guayana, como son lasiderúrgica, la industria de la bauxita y el desarrolladas


aguas debajo de las mismas aluminio e industrias simila-res y afines.

El total de energía neta generada durante el año 2010en el SEN fue de115.306 GWh decreciendo 6,6% respectoal valor obtenido el año anterior.5

Cuadro 2. Reservas totales y potencial hidroeléctrico na-cional (Coplanarh).

Región Energía Media Anual % Gwh/año

Alto Orinoco/ 46.000 11,3Casiquiare

Amazonas 46.488 11,4

Caura-Aro 25.536 6,2

Caroní 158.553 38,8

Cuyuní 8.000 1,9

Orinoco 85.000 20,8

Noroccidental/ 3.016 0,7Andina

Catatumbo 2.428 0,6

Suroccidental 13.384 3,3Andina

Perijá 1.982 0,5

Centro-occidental 2.887 0,7Central

Nororiental 2.117 0,5

Resto/País 13.406 3,3

Total 408.802 100,0


Del total neto generado el componente hidráulico al-canzó 76.661,6 GWh (66,5%), que equivalen 70,3 millo-nes de barriles equivalentes de petróleo (MMBEP), mien-tras que el componente térmico totalizó 38.644,4 GWh(33,5%).

La tasa de salida forzada durante el 2010 fue mayorpara las unidades turbo vapor con 32,39%, seguida porlas unidades turbo gas con 24,06%; mientras que lasunidades hidráulicas registran tasas de salida forzadas de8,50%.

La generación hidroeléctrica en Venezuela tiene suorigen en las primeras pequeñas centrales desarrolladaspor la Electricidad de Caracas en el río Guaire y en ríosdel litoral central y posteriormente en algunos ríos de lascuencas de Guatire y Guarenas. (Arraiz Lucca, 2006).

El desarrollo en gran escala comienza con la cons-trucción de las primeras centrales en el Bajo Caroní,Macagua I y II y posteriormente con la primera etapade Guri y muy poco tiempo después la ampliación de lasegunda etapa hasta alcanzar 10600 MW de potenciainstalada. En el año 2006 se inauguró la central Carua-chi, también en el Bajo Caroni con 2100 MW y actual-mente esta en construcción la central Tocoma con 2100MW con lo cual se agotan los sitios del Bajo Caroni.

Otro desarrollo de importancia corresponde al sistemade Uribante-Caparo en la región andina, donde está enoperación la central San Agaton con 300 MW; actual-mente se encuentra en construcción la central La Vuel-tosa con 540 MW.

Potencia Hidroeléctrica Instalada (2013).

El Cuadro 3 muestra la potencia hodroeléctrica insta-lada en Venezuela. En éste se puede observar los diferen-ciales potenciales existentes en diferentes áreas.


Bajo Caroni

S. Bolívar F. de Miranda A. J. Sucre M.Piar

Guri Caruachi Macagua Tocoma

10270 2160 3154 2160

Total región 17744

Andes

L. Ruiz P. J. A. Páez F. Ojeda

San Agatón Pta. Páez La Vueltosa

300 240 540

Total Región 1080

Barinas

J. A. Rodríguez Masparro

Peña Larga Masparro

80 25

Total Región 105

Total Nacional MW 18929

Cuadro 3. Potencia hidroeléctrica instalada en Venezuela(MW).

El Futuro de la Hidroelectricidad en Venezuela

Venezuela posee un amplio potencial de generaciónhidroeléctrica, no desarrollado aún. La mayor parte deeste potencial se encuentra en las cuencas al sur del ríoOrinoco, especialmente en la cuenca del río Caroní, en elsector sur de la misma cuenca como se muestra en elCuadro 4.

Se puede decir que el sistema interconectado nacionaltiene una configuración del tipo radial abierto ya queexiste una gran concentración de la generación en sitiosalejados de los centros de consumo, por lo cual se re-


El futuro desarrollo de estos sitios incrementaría la ra-dialidad del SIN ya que tendrían las centrales del bajoCaroní como paso obligado. Y se incrementaría aún máslas perdidas por transmisión en las líneas. Adicional-mente, se ha detectado que varias de estas centrales pre-sentan limitaciones de carácter ambiental, por lo que enel futuro podría verse restringida su potencial de genera-ción y potencia instalada. Esta situación demanda de es-tudios específicos de trasmisión eléctrica y de factibilidadambiental, para verificar la posibilidad de uso del poten-cial hidroeléctrico del país.

En el río Orinoco, uno de los mayores cauces delmundo, existe un número reducido de sitios de aprove-chamiento hidroeléctrico, con el agravante de que los si-tios se encuentran en tramo de río relativamente corto,por lo cual son excluyentes unos con otros, el desnivel

Cuadro 4. Potencial de generación en la Cuenca del RíoCaroní.

Á r e a Capacidad Energía Firme Energía Promedio

Instalada MW (GWh/a) (GWh/a)

Tayucay 2.450 8.700 12.400

Aripichi 1 .200 4.400 4.400

Eutobarima 2.450 10.900 12.900

Auraima 1 .200 1 . 7 0 0 2.600

Total 7.300 25.700 32.300

quiere de extensas líneas de transmisión que van desdeel Bajo Caroni hasta la región central y que trabajancon un elevado potencial. Como es natural, se producengrandes pérdidas de energía a lo largo de estas líneas;pero, sobre todo se requiere que estén sobredimensiona-das para poder absorber las fluctuaciones de la demandaque se presenta a las horas pico. Como se indicó, lamayor parte del potencial se encuentra en la zona sur.


aprovechable es de unos 12 m tanto en el periodo lluvio-so, como en el periodo seco, por lo que para obtener unapotencia atractiva se necesitará colocar un número ele-vado de turbinas. También estos desarrollos presentan li-mitaciones de carácter ambiental.

En tales condiciones, lo más favorable para el SINseria el desarrollo de centrales hidroeléctricas que se en-cuentren más inmediatos a los centros de consumo, quepuedan aportar la potencia necesaria en los momentoscríticos de la curva de demanda, que le den estabilidadal sistema y que reduzca las perdidas por transmisión.

Los ríos de las cuencas andinas y de la cuenca dellago de Maracaibo presentan las características idealespara cubrir estos objetivos, por lo que su desarrollo debe-ría tener una prioridad máxima dentro de la planifica-ción de la expansión de la generación del SIN, suexplotación tiene la ventaja adicional requerir de cortasvías de acceso y de encontrase en las proximidades delas líneas de transmisión troncales y de importantessubestaciones. Estos aprovechamientos además, se en-cuentran dentro las políticas de desarrollo sustentable alpoderse integrar como desarrollos de usos múltiples.

Respecto a las pequeñas centrales hidroeléctricas sepuede decir que en el país existe una cobertura de la redde transmisión del 98,9% (MPPEE, 2012), lo cual signifi-ca que solo comunidades muy aisladas (Amazonas, Apu-re, Delta Amacuro y Guárico) no disponen del servicioeléctrico. Así que estas comunidades podrían hacer usode esta alternativa, pero considerando que dadas las va-riaciones climáticas preponderantes que inducen a queexista una gran variabilidad en los caudales de los ríos,razón por lo cual, la potencia a instalar será bastantereducida correspondiente a un caudal del 20% o menos;en segundo lugar estas centrales no podrían ser integra-das al SIN por diversas razones, por lo que su uso esta-ría limitado a pequeñas comunidades, no siendo por


tanto una solución a los graves problemas de generaciónexistentes en el SEN.

Desde hace mucho tiempo en el país se ha introducidodentro de los entes planificadores del SIN un falso dile-ma en cuanto a la magnitud de la generación hidroeléc-trica y de la generación termoeléctrica.

En tal sentido habría varios aspectos a considerar. Laenergía hidroeléctrica en una energía limpia no contami-nante que no produce emisiones de gases de efecto in-vernadero. Los costos de generación no están sujetos alas vicisitudes de las variaciones de los precios petroleros.Adicionalmente, en los últimos años el país se ha vistoen la necesidad de utilizar combustibles líquidos de ori-gen fósil para la generación en las plantas termoeléc-tricas dado que no ha sido posible por diferentes causasasegurar un suministro confiable de gas.

También es conveniente recordar que en la actualidad,dado el incremento del consumo local de estos combusti-bles y ante la ausencia de la construcción de nuevasrefinerías, se encuentra casi copada la capacidad derefinación de las plantas, por lo que durante tiempo sig-nificativo habrá escasez de tales productos para consumolocal. La ausencia de gas y la disponibilidad de los com-bustibles han sido una de las causas principales de losracionamientos del servicio eléctrico a nivel nacional.

Vistas estas consideraciones, se concluye y recomiendadar máxima prioridad dentro de los programas de ex-pansión de generación a la construcción de plantas degeneración hidroeléctrica ubicadas dentro de las cuencasandinas y del lago de Maracaibo, sin establecer restric-ciones en cuanto al porcentaje que debe tener este tipode generación dentro del SIN.

La función objetivo del programa de expansión de ge-neración debe ser “tener tanta hidroelectricidad comosea posible y tanta termoelectricidad como sea necesa-rio”.


Estrategias para el Desarrollo del Potencial Hi-droeléctrico.

1. Regiones del Sur: Caura–Aro y Amazonas: Reana-lizar las posibilidades de aprovechamiento de la cuencadel Caura. Mantener en reserva los aprovechamientos enla región Amazonas. Realizar estudios específicos de tras-misión eléctrica y de factibilidad ambiental, para verifi-car la posibilidad de uso de su potencial hidroeléctrico.Estudiar las posibilidades específicas del río Cataniapopara abastecimiento de Puerto Ayacucho y poblacionescircunvecinas.

2. Región Alto Orinoco–Casiquiare: Realizar estudiosde reconocimiento mantener en reserva los aprovecha-mientos evaluados.

3. Región Caroní: Reanalizar las razones de descartede sitios de aprovechamiento y avanzar con los sitiospospuestos. Realizar estudios específicos de trasmisióneléctrica y de factibilidad ambiental, para verificar la po-sibilidad de uso de su potencial hidroeléctrico.

4. Regiones Andinas: Reanalizar los sitios de aprove-chamiento en la Región Suroccidental Andina e iniciarestudios en la Noroccidental Andina, en razón de queestos sitios se encuentran inmediatos a los centros deconsumo, y pueden aportar la potencia necesaria en losmomentos críticos de la curva de demanda, que le denestabilidad al sistema y que reduzca las perdidas portransmisión.

Los ríos de las cuencas andinas y los de de la cuencadel lago de Maracaibo deberían tener una prioridadmáxima dentro de la planificación de la expansión de lageneración del SIN, Estos aprovechamientos además, seencuentran dentro las políticas de desarrollo sustentableal poderse integrar como desarrollos de usos múltiples.

5. Región Cuyuní: Mantener en reserva.


6. Región Orinoco: Iniciar un proceso sistemático derecolección y análisis de información. Realizar estudiosde estado del arte en desarrollos hidroeléctricos basadosen grandes caudales y escasa caída. Considerar la inte-gración de los aprovechamientos hidroeléctricos con eldesarrollo de la navegación.

7. Regiones Centro Occidental, Central, Nororiental yResto del País: Ampliar los estudios ya efectuados deposibilidades de aprovechamiento bajo el concepto de ge-neración hidroeléctrica, integrada con otros propósitos deaprovechamiento.

Integración Hidrotérmica

Dar máxima prioridad dentro de los programas de ex-pansión de generación a la construcción de plantas degeneración hidroeléctrica ubicadas dentro de las cuencasandinas y del lago de Maracaibo, sin establecer restric-ciones en cuanto al porcentaje que debe tener este tipode generación dentro del SIN. La función objetivo delprograma de expansión de generación debe ser “tenertanta hidroelectricidad como sea posible y tantatermoelectricidad como sea necesario”

Valoración de la Energía Secundaria.

Se debe iniciar estudios de cuantificación y valoraciónde la energía secundaria es decir de aquella que puedeobtenerse con seguridad entre 8-10 meses al año

Estudios especiales de aprovechamiento hidroeléctricoen el caso del río Guaire y del Lago de Valencia.

Microcentrales

Orientar la provisión de este servicio a comunidadesmuy aisladas en Amazonas, Apure, Delta Amacuro yGuárico que no disponen del servicio eléctrico. endo portanto una solución a los graves problemas de generaciónexistentes en el SEN.



Arraiz Lucca, Rafael. (2006). La Electricidad de Cara-cas: el desarrollo de una empresa de servicios, adminis-trada por cuatro generaciones de (1895) y el paso a otrade capital y gerencia globalizada (2000). Caracas, Publi-caciones UCAB.

International Energy Agency (IEA). (2013). IEA’sMonthly Electricity Statistics. Jan 2013.

Ministerio del Poder Popular de Energía Eléctrica(MPPEE). (2011). Anuario Estadístico 2011. Oct 2012(Tabla 1R3.).

North American Electric Reliability Corporation(NERC). (2011). Methods to Model and Calculate Capa-city Contributions of Variable Generation for ResourceAdequacy Planning. Princenton (USA), autor. [Docu-mento en línea] Disponible en: http://www.nerc.com/files/ivgtf1-2.pdf [Consulta julio 2013].

Organization for Economic Co-operation and Develop-ment (OECD)/International Energy Agency (IEA). (2010).Renewable Energy Essentials: Hydropower. [Documento enlínea] Disponible en: http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/Hydropower Essentials.pdf.

Oficina de Operación de Sistemas Interconectados(OPSIS) (2006). Informe Anual 2006.

The World Bank Group. (2009). Direction in Hydro-power. [Documento en línea] Disponible en: http://siteres-ources .worldbank.org/INTWAT/Resources/Direc-tions_in_Hydropower_FINAL.pdf. [Consulta julio 2013].

Ministerio del Ambiente y de los Recursos Naturales Reno-vables, Electrificación del Caroní (EDELCA), CA de Adminis-tración y Fomento Eléctrico (CADAFE); Ministerio deEnergía y Minas. (1985). Inventario Nacional del Poten-cial Hidroeléctrico. Caracas, Junio 1985. Siete Tomos yun Atlas. (Publicaciones Especiales DGSPOA/05).


(NOTAS)

1 La opinión de Devernay, Jean-Michel quien es ChiefTechnical Specialist on Hydropower for the World Bank, fueemitida en el International Hydropower Association WorldCongress, Malaysian Borneo. May 2013.

2 Es el número de salidas forzadas por hora de servicio ysalida forzada: es la desconexión intempestiva de un equipopor falla o defecto del propio equipo o de cualquier otro.[Definición en línea] Disponible en: http://forum.wordreference.com/showthread.php?t=174532&langid=24 [Con-sulta octubre 2013].

3 History: Derived from U.S. Energy Information Adminis-tration (EIA), International Energy Statistics database (as ofmarch 2011), web site: www.eia.gov/ies. Projections: EIA, Annual Energy Outlook 2011, DOE/EIA-

4 Idem.

5 Centro Nacional de Despacho. Informe Anual delSEN 2010


4.3 Energías Alternas en el Futuro

Ing. Gonzalo J. Morales

Para Venezuela, es fundamental disponer de unaprognosis sobre lo que el futuro depara, a nivel interna-cional, en el mercado de los hidrocarburos, ya que unalto porcentaje de sus ingresos para cubrir sus necesida-des y balancear su presupuesto es producto de las expor-taciones de petróleo, si esto fallase, entonces su futuroestaría amenazado por falta de entradas suficientes. Enadición, los efectos de las emisiones de los combustiblesproducidos con hidrocarburos y la contaminación am-biental consiguiente inciden como factores adversos a lautilización del petróleo.

Por tal motivo, es imprescindible conocer las caracte-rísticas de otras opciones conocidas, entre ellas las ener-gías alternas y los campos que podrían ocupar en elconsumo de energía del futuro, así, se podría determinarel porcentaje que éstas tendrían en el reemplazo de pe-tróleo venezolano. Se tratará de visualizar un futuropara el año 2050.

Constantemente, se observa en las publicaciones mun-diales el enorme interés y preocupación que genera elfuturo energético en los países, especialmente aquellosque dependen de la importación de petróleo, no sólo paí-ses pequeños sino también los mayores. Todos depositanen las energías alternas sus esperanzas para aliviarse deesas importaciones.

La utilización de las energías alternas está aumentan-do anualmente en muchos lugares; la producción deequipos e instalaciones para la energía eólica no se res-tringe solamente a Dinamarca y España, abarca un es-pectro mucho mayor y muy pronto ocupará un por-


centaje importante en la producción de energía mundial.El sector militar de los Estados Unidos está dedicando ainvestigaciones para la utilización de ambas, la energíasolar y la eólica1.

El Intergovernmental Panel on Climate Change pro-nostica que para el año 2050 el 77% de la producciónmundial de energía será de las renovables, un incremen-to sobre el 13% actual.

La World Wildlife Fundation (WWF) ha publicado uninforme, muy completo, analizando el problema de laenergía en relación con las amenazas climáticas y ofrecesoluciones donde propone que para el año 2050 el 100%del consumo energético sea provisto por las ahora deno-minadas energías alternas. Al respecto propone tomarvarias medidas (World Wildlife Fundation, 2011):

1. Ahorros en el consumo eléctrico.

2. Eliminar el despilfarro de energía.

3. Aumentar el consumo de energías alternas en susvarias formas.

4. Aumentar la utilización de la bioenergía.

5. Aumentar la utilización de la hidroenergía, inclu-yendo la oceánica: olas y mareas.

6. Utilizar las energías limpias.

7. Utilizar los hidrocarburos, si es necesario.

A continuación se presenta un resumen sobre el sta-tus de las alternativas conocidas.

Energía solar

Se puede producir de dos maneras: Fotovoltaica (PV)o por medio de paneles solares. El Cuadro 1 muestra undetalle de la situación mundial.


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Energía solar térmica

Entre las plantas de energía solar, debemos agregarlas estaciones de energía solar térmicas, incluyendo la degeneración de potencia de 354 megavatios (MW) en losEstados Unidos, la estación generadora de Solana (Esta-dos Unidos, 280 MW) y Solaben Solar Power Station(España, 200 MW). La Instalación Solar de potencia,Ivanpah 392 MW, ubicada en California, desierto deMojave, es el proyecto de planta termosolar mayor mun-dial, actualmente en construcción. Hay planes para cons-truir muchas otras grandes plantas termosolares.

La industria de energía solar térmica ha estado cre-ciendo, planificada con unos 1,17 gigavatios (GW) deconcentración de plantas de energía solar (CSP) en líneaa partir de 2011. 582 megavatios de ellos se encuentranen España y Estados Unidos tiene 507 MW de capacidad.Unos 17 proyectos de GW de CSP se están desarrollando entodo el mundo, y los Estados Unidos lidera con aproxima-damente 8 GW. España ocupa el segundo lugar con 4,46GW en desarrollo, seguido por China con 2,5 GW.

Energía eólica

Con respecto a la utilización del viento como fuentepara producir electrícidad, el Cuadro 2 presenta un resu-men de los principales desarrollos a nivel mundial.

Bio-energía, biomasa

La biomasa procede del aprovechamiento de la mate-ria orgánica e inorgánica, formada en algún proceso me-cánico o biológico, para producir energía. El Cuadro 3nos da una síntesis de los procesos de desarrollo utiliza-dos en varios países.

Energía hidroeléctrica

La capacidad hidroeléctrica a nivel mundial fue, en2012, alrededor de 890 GigaWatts. Los países con mayorcapacidad construida son China, Canadá, Brasil, EstadosUnidos y Rusia. El Cuadro 4 muestra un resumen.


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Energía oceánica

Se puede utilizar la de las olas, las mareas y la térmi-ca; se generan potencias desde 400 kW hasta producir240 MWh. Los costos de construcción son muy altos,hasta US $1600 por kW. (Ref 3 Wikipedia. “Oceanenergy”.). La European Ocean Energy Association publi-ca informes con regularidad. Electric Power ResearchInstitute (EE.UU.) halló un potencial nacional de 6,6TWh/año para las mareas y de 2100 TWh/año para lasolas (Wave). El Cuadro 6 muestra algunos desarrollos.

Olas: en EE.UU., hay plantas en Texas, Florida.

Energía geotérmica

Hasta el momento ha recibido muy poca atención,hay 10.700 MW de capacidad instalados en 24 países,para la generación de electricidad. Ver Cuadro 7. (Ref.4).

Celda de combustible (Fuel Cell):

Estados Unidos: Se proyecta su uso en el transportevehicular, para lo cual presenta buenas perspectivas, enespecial con el hidrógeno. Tiene una eficiencia aceptable

Alemania: En este campo es el país más avanzadoen Europa, contempla múltiples aplicaciones; utiliza unapila de combustible en el submarino U-212, producidapor Siemens y HDW.

Hidrógeno

Se ha avanzado mucho para su utilización en vehícu-los, especialmente en Alemania. Se utiliza en los motoresde combustión interna y en ese país hay estaciones quela suministran a los vehículos.

La Unión Europea patrocina la “Fuel Cells andHydrogen (FCH) Joint Technological Iniciative (JTI)”para estimular la investigación en este sector.

Con frecuencia se reciben múltiples publicacionesanuales sobre este tema.


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Carbón

El carbón mineral es considerado como altamentecontaminante por su producción de SO2, CO2, NO2 y ho-llín, empero su abundancia y costo permiten su uso.

Para el año 2011 se produjeron mundialmente 7.667Mt2; la utilización del carbón continúa con un 30,3%, delconsumo total de energía mundial, el cual puede mante-nerse, sobre todo en las plantas térmicas de vapor, enadición, están bajo desarrollo varios procesos para pro-ducir un “carbón limpio”, con bajo azufre, con la pro-ducción de un mínimum de contaminantes. (Coal, 2013).

Combustibles tradicionales, tales como el carbón y elgas natural, por su naturaleza, aún cuando son alterna-tivas, no se considerarán aquí como reemplazo de loshidrocarburos entre las energías alternas, al igual que laslutitas.

Las Energías Alternas en Venezuela

Han recibido muy poca atención en Venezuela, se hanutilizado en muy pocas ubicaciones.

En la Universidad Central el profesor Melchor Cente-no fue pionero en la investigación sobre energía solar(Freites, 2010). En la Universidad Simón Bolívar el pro-fesor Stefan Zarea ha sido pionero en la investigación yconstrucción de equipos de energía eólica.

En los años 80 el Ministerio de Minas e Hidrocarburoscreó la Dirección de Energías Alternas, la cual estuvorelacionada con la instalación de una planta solar enAmazonas y otra de eólica en la península de Para-guaná. En Caracas promovió alguna instalación solar enun colegio. Además, en la Base Naval de La Orchila seinstaló una planta solar.

Actualmente hay edificaciones donde toda el agua ca-liente es derivada de una planta solar y se adelantanplanes para extenderla a áreas desasistidas, para ambasla solar y la eólica.


El Futuro de los Motores de Combustión Inter-na

El transporte es casi íntegramente dependiente del tipode motor que mueve a los vehículos. Hasta el momento,solo los motores de combustión interna son los únicosque, masivamente, impulsan a todos los vehículos: ca-miones, autobuses, automóviles, aviones. En el transpor-te por tren, los motores diésel ocupan un porcentajeimportante.

Los motores operados por los ciclos diésel y Otto con-tinúan siendo los más usados, el Wankel y el Atkinsonno han obtenido aceptación mayoritaria. Los motores degas no ofrecen soluciòn real al problema de reducción dela contaminación. (GreenCar Congress, 2011) (InternalCombustion Engine, 2013).

Para este momento, están en operación motores coninyección directa (direct fuel injection), o inyeccióndirecta-turbo (direct injection turbo), o desplazamientovariable (variable displacement), o tiempos variables yapertura de válvulas (variable valve timing and lift) yotros métodos.

Indudablemente, el motor eléctrico podrá ocupar unafracción en el futuro, al igual que el hidrógeno, pero elmayor porcentaje lo tendrán los motores de combustióninterna durante el resto de este siglo. Ambos métodosdependen de estaciones de recarga, ubicados en sitiosconvenientes para el usuario.

En los próximos cincuenta años los motores de com-bustión interna continuarán siendo utilizados masiva-mente en el transporte.

Las Plantas Productoras de Energía

Las plantas eléctricas de mayor capacidad son esen-cialmente movidas por energía hidroeléctrica o por lasnucleares. Esto continuará siendo así durante el resto deeste siglo.


Las plantas de capacidad mediana continuarán siendoaccionadas, esencialmente, por la turbina de gas, por laturbina de vapor y por los motores diésel. En Taiwán, laplanta de vapor Taichung tiene 5780 MW, en China laToketuo tiene 5200 MW, en Polonia la Belchatow tiene5053 MW.

Con respecto a fuel-oil, en Japón la planta Kashimatiene 4400 MW, la Hirono tiene 3800 MW, en Rusia laSurgut 1 tiene 3200 MW, en el Reino Unido la plantaPeterhead tiene 2177 MW.

Con respecto a gas natural en Rusia la planta Surgut2 tiene 5597 MW, en Japón la planta Hittsu tiene 5040MW.

Las plantas para cargas pequeñas serán movidas pormotores de combustión interna, Otto y Diesel.

CONCLUSIONES

Se puede concluir que los motores de combustión in-terna continuarán en uso durante una parte importantede este siglo, con algunas modificaciones, hasta tantosean reemplazados por otros más eficientes y menoscontaminantes. Sin embargo, los medios de transportepersonal pueden ver alterado su uso en los próximos cin-cuenta años, con otros tipos de vehículos.

En cada uno de los países mayores se llevan a caboinvestigaciones sobre todas las posibilidades que ofrecenlas energías alternas. Ninguna es conclusiva, pero puedeinferirse que, para el año 2050, ocuparán un alto por-centaje de la oferta mundial. La utilización de cada unade las energías alternas dependerá exclusivamente de lasventajas que éstas proporcionen en una región determi-nada. No puede asegurarse que haya alguna que noofrezca ventajas y desventajas, todas las tienen y estodebe ser evaluado.



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(NOTAS)

1 El programa MATOC (Multiple Award Task OrderContracts), diseñado para el proyecto de concesión, cons-trucción, operación y mantenimiento y gestión de un pro-grama de parques solares en bases militares americanastiene un presupuesto de 7.000 millones de dólares e incluyeinstalar una potencia de 3.000 MW de energías renovablespara el año 2025, para las instalaciones del Ejército, la Fuer-za Aérea y la Marina. Esta potencia eléctrica sería suficientepara satisfacer 750.000 hogares. Veáse Revista Eólica y delVehículo Eléctrico (REVE) (2013). Energías Renovables: T-Solar podrá suministrar energía solar fotovoltaica al ejércitode EE UU. [Reportaje en línea] Disponible en: http://www.evwind.com/2013/09/05/energias-renovables-grupo-t-solar-precalificada-por-el-departamento-de-defensa-de-ee-uu-como-proveedor-de-energia-solar-fotovoltaica/.

El Departamento de Defensa, como ente único, es el ma-yor consumidor de energía del mundo y debe cumplir, pormandato del Congreso estadounidense, el objeto de cubrircon energías renovables al menos el 25 % del consumo ener-gético de sus instalaciones y dependencias. Para ello prevéimpulsar la puesta en marcha de 3.000 megavatios (MW) re-novables en instalaciones del Ejército, la Fuerza Aérea y laMarina para el año 2025. Veáse Inversion y Finanzas.com.(2013) Iberdrola clasificada con Acciona y ACS para planeólico del Ejército de EEUU. [Reportaje en línea] Disponibleen: http://www.finanzas.com/noticias/empresas/20130911/iberdrola-clasificada-acciona-para-2471149.html.

2 Mt: millones de toneladas.


5 . DEMANDA NACIONAL DE ENERGÍA

5.1. Sector Transporte

Ing. César Quintini Rosales

Consideraciones preliminares

Son grandes los esfuerzos que a nivel mundial, se rea-lizan para estimar las eventuales condiciones que pudie-ran presentarse en horizontes cronológicos, que estaríandentro del marco de unos cuantos meses, hasta otros tanlejanos como una centuria o quizás medio siglo, para noexcederse. Los resultados que se ofrecen son en generalimpactantes, condición que dura hasta que la expectativase convierte en un presente diferente.

Pueden contarse por millones las horas dedicadas aencontrar correlaciones factibles y creíbles, entre varia-bles como los índices demográficos, las variables econó-micas y las tendencias culturales. Así como el efecto delas políticas públicas y las cuestiones geopolíticas en elcomportamiento de las sociedades y su demanda de bie-nes y servicios.

Dentro del marco de las expectativas a ser visua-lizadas, están las tendencias del consumo energético enlas actividades del transporte, las cuales se caracterizanpor el deseo general de los seres humanos de desplazarseellos o desplazar los bienes que desean, en el menor tiempoy con el menor esfuerzo posible, esfuerzo que en términosfísicos es trabajo y que requiere energía para realizarlo.

En general, como se ha comentado en lo ya escrito,se tiende a configurar lo que pueda esperarse en base a


los datos recabados del pasado reciente, ajustándolos enfunción de los cambios que se espera puedan ocurrir. Así,en el caso de estimar la probable demanda energética deltransporte, es razonable partir de la información de la quese disponga, relativa a la demanda en los años recientes.

Es común reconocer como demanda energética deltransporte, la sumatoria de toda la energía consumida enuna determinada circunscripción geográfica dentro undeterminado período, por todos los medios de transporteque han operado en dicha circunscripción. Nótese que sise va actuar con cierta rigidez intelectual, no se debeimputar a tal efecto solamente la energía destinada a lamovilización de naves, aeronaves y vehículos, sino tam-bién debiera contabilizarse la energía consumida en lamanufactura de dichos vehículos y en la construcción dela infraestructura por la que habrán de circular.

Desde luego que la porción de energía dedicada a lafase de manufactura deberá prorratearse a lo largo de laprobable vida útil del vehículo y así debiera ser en cuan-to a las obras de infraestructura construidas a tal efecto.

Una búsqueda preliminar relativa a la energía consu-mida en la manufactura, condujo a la versión inglesa deWikipedia, allí se menciona que según un estudio reali-zado en Australia, la llamada “embodied energy” –referi-da en español como “energía gris” o “energía cautiva” –requerida para la manufactura de un automóvil estaríaen el orden de los 0,27 terajulios. No parece ser esa unaruta adecuada para determinar el impacto energético deltransporte, aunque en Venezuela el costo de importaciónde partes y vehículos ensamblados debe com- pensarsecon la venta de energía en la forma de hidrocarburos.Consideraciones similares son aplicables en la cuan-tificación del impacto del desarrollo de la infraestructurapara transporte, en lo que a demanda energética se re-fiere. Queda finalmente la vía de cuantificar el impactodirecto del consumo de combustible para las actividadesde transporte, a partir de la información disponible.


A tal efecto se decidió acudir a las estadísticas publica-das por los entes oficiales con competencia en cuestionesenergéticas, fundamentalmente la publicación del PODE(Petróleo y Otros Datos Estadísticos) editada por el mi-nisterio responsable de los asuntos energéticos y comple-mentarlo con los Informes Anuales de OPSIS/CNG parael Sector Eléctrico. (Cuadro 1). Debido a que ha resulta-do difícil obtener información al día, relativa a la activi-dad energética, se recabaron datos para el consumo degasolina en el período 1999-2008 y para el consumo degasoil de 2004 a 2008, estos últimos datos resultan rele-vantes debido al importante incremento del consumo degasoil para la generación de electricidad durante dichoperíodo. Siguen los datos tabulados.

En el caso de la gasolina puede observarse que entre1999 y 2002 hubo un incremento en el consumo delorden del 20%, para luego experimentar un brusco des-censo que devuelve el consumo en 2004 al nivel de1999. De 2004 a 2005 en un solo año crece la demandatanto como lo hizo en los cuatro primeros años del pe-ríodo en consideración, luego de 2005 a 2008 se observaun crecimiento interanual del orden del 6%.

Para completar el cuadro energético se deben incluirlos consumos de gasoil, turbofuel y fuel oil, este últimocon muy poco impacto. Al consumo nacional de gasoilse debe restar el consumo de las plantas eléctricas queentre 2004 y 2008 experimentó un incremento del ordendel 44%. Realizado el descuento, puede observarse quemientras el consumo de gasolina experimentó un granincremento entre 2004 y 2005, el consumo de gasoilbajo el 13%, dada la diferencia de tecnologías para usaruno u otro combustible, no se puede explicar que el des-censo en el consumo de un combustible pueda ser com-pensado por el aumento en el consumo del otro. Noobstante, al sumar los barriles con el consumo de todoslos combustibles, si se observa un crecimiento progresivocon un aumento de 30% de 2004 a 2008. La únicaconclusión que puede derivarse de las cifras en conside-


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ración, es que no constituyen una base de datos con-fiable para una prognosis cuantitativa.

Un deseable enfoque cualitativo

Más que motivo de incertidumbre, la carencia de unabase de datos suficiente para justificar un ejercicio deanticipación cuantitativa, ofrece la oportunidad de identi-ficar tendencias y proponer cursos de acción para mini-mizar factores negativos y estimular aquellos con pers-pectivas favorables.

Existe una intensa búsqueda de tecnologías alternati-vas capaces de reducir el consumo de hidrocarburos enel transporte, tanto por razones económicas, como porconsideraciones ambientales. Aumentan las ferrovíaselectrificadas y el transporte urbano masivo en base atrenes subterráneos eléctricos. Se avanza, aunque a rit-mo lento, en la búsqueda de baterías y centros de recar-ga que aumenten el radio de operación de los autoseléctricos y hay en el mercado modelos híbridos que per-miten operar con ambos tipos de energía, sin que seolvide que se puede generar electricidad con las más di-versas fuentes de energía primaria. Hay vehículos experi-mentales rodando en las carreteras de Norteamérica y dela Unión Europea, alimentados con energía solar y enfecha reciente una aeronave con paneles solares y moto-res eléctricos voló de San Francisco a Nueva York concinco escalas intermedias. Todos los avances que se lo-gren de aquellas experiencias, sin duda habrán de reper-cutir en el mercado petrolero y en consecuencia tendránun impacto significativo en la economía venezolana, cir-cunstancia que a su vez afectará la disponibilidad de re-cursos aplicables al transporte en Venezuela.

La práctica en los pasados cien años ha sido en Vene-zuela, la de determinar las necesidades de transporte y apartir de allí dirigir parte de los recursos financieros ge-nerados por la venta de hidrocarburos, para expandir lainfraestructura de transporte, ampliar la flota vehicular y


surtirla de combustible, a precios inferiores del costo deproducirlos y que son una ridícula fracción del precio deoportunidad del mismo. Uno de los grandes retos quetiene el talento técnico nacional, es el de crear solucionesque, con inversiones modestas, sean capaces de aumen-tar la eficiencia del sistema de transporte existente, paratransportar más carga y mayor número de pasajeros.

No es con medidas como la de obligar al uso de gascomprimido en los automóviles, que se podrán lograr losresultados deseables. Cuando se disponga de suficientegas, mucho más efectivo será llevarlo a las plantasgeneradoras para liberar y llevar al comercio exteriorcincuenta mil barriles de gasoil, que cambiar el patrónde consumo de casi 20% de la flota vehicular que ac-tualmente gasta gasolina. Así como se están gastado su-mas del orden de varios cientos de millones de dólares,en la instalación de aerogeneradores de escasa utilidaden Venezuela, se debería estar invirtiendo una suma si-milar en investigaciones de campo que permitan identifi-car tecnologías, que conduzcan a una mayor eficienciaen el uso de la infraestructura y las flotas de transportede que dispone Venezuela. Hay soluciones que permitenmejorar de manera significativa el transporte automotorunipersonal, existe la tecnología para hacerlo, hace faltaimplantar los necesarios cambios actitudinales para lograrlo.


Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico(2007). Informe Anual 2007. Caracas..

Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico(2008). Informe Anual 2008. Caracas.

Ministerio del Poder Popular del Petróleo y Minería.Petróleo y Otros Datos Estadísticos (PODE) (2007–2008). [Documento en línea] Disponible en: http://www.menpet.gob.ve/secciones.php?option=view&idS=179.


5.2. Sector Industrial

Ing. Alfredo Viloria

Antecedentes

El mercado petrolero durante el año 2012, conllevó aque el crecimiento del PIB global se ubique por encimadel 5,4%, los precios del crudo se lograron mantener enniveles promedio por encima de los 100 $/Bl. No fuesino hasta el 2009, cuando la caída de los precios delgas natural, causada por una sobreproducción de gas na-tural de esquisto, que llevó los precios desde los 9 $/MMBTU en 2008 hasta los 4 $/MMBTU en el 2009.

En el mundo, se presentan distintas maneras para eldiseño de los precios del gas, influidas por cuestioneseconómicas y políticas propias de cada país. En este sen-tido, pueden enumerarse los siguientes mecanismos exis-tentes en la actualidad:

o Competencia gas por gas.

o Escalada del precio del petróleo.

o Monopolio bilateral.

o Net back.

o Regulación basada en el costo del servicio.

o Regulación basada en cuestiones políticas o sociales.

o Regulación por debajo del costo.

o Sin precio.

El PODE 2009–2010, se indica, que las reservas pro-badas del gas natural son del orden de 5.524.501 MMM3,con una producción neta de 41.329 MMM3, no incluye el


gas a inyección. En el Cuadro 1 se discrimina la produc-ción de gas, en el 2010.

Cuadro 1. Producción de gas natural, PODE (2009-2010)

Actividad Volumen

Producción 71.720

Utilización 37.580

Inyectado 30.391

Arrojado 7.189

Otros usos 34.140

Transformados enproductos y mermas 6.706

Combustible 7.700

Vendido 19.734

En el 2009, Venezuela consumió 3896,85 miles de ba-rriles equivalentes por día (mbepd), donde:

o El petróleo representa la mayor parte del consumototal de energía en Venezuela. 2915 mbepd;

o El gas natural contribuyo 792 mbepd;

o La hidroelectricidad con 146,02 mbep/d; y

o El carbón representa el resto de la energía utilizada.

Según cifras de la Agencia de Información de EnergíaEIA, por sus siglas en ingles), en Venezuela y durantela última década el porcentaje de consumo de derivadosdel petróleo en la matriz de energía del país ha au-mentado de 36 por ciento a 47 por ciento.

La cadena de valor del gas natural, consiste en elgran conjunto de operaciones necesarias, para su explo-ración, perforación, explotación y suministro gas naturaldesde la boca del pozo, hasta los usuarios finales. Aque-


llos usuarios que requieran más de 100 MMPCND (26,78MMm3d), sin considerados como grandes usuarios.

Valorización del gas. Usuarios finales

La transmisión de gas natural, requiere de una seriede tecnologías, para la entrega de este recurso a los dife-rentes centros de consumo. Esta actividad se caracterizapor ser un monopolio natural, ya que son proyectos in-tensivos en capital debido a los altos costos fijos parala construcción del gasoducto. En Venezuela. el mercadointerno es atendido a través de una red de gaso-ductosde 4.396,6 Km, que transporta 37.032.295 MM3/año, ypor líquidos provenientes del gas natural, el consumo deestos líquidos fue de 113.662 b/d (2010).

Estudios de net back realizados en el 2000, (Yoli,2000; Aboud, 2008) arrojaron las siguientes cifras inícia-les:

o En producción del gas a inyección se valoriza en2,64 US $/ MMBtu;

o En el sector petroquímico, el valor del gas natural,en el mercado interno se multiplica por un factorde 30;

o El valor del gas producido es mayor, (supera al delpetróleo a partir de 6.000 PC/B), por la sustituciónde líquidos en el mercado interno y liberación deellos a mercados de exportación;

o En el sector eléctrico, la valorización es de 1,70 US$/MMBtu;

o Las industrias básicas de Guayana, está asociado alos precios de realización, de cada uno de los pro-ductos provenientes de la transformación del hierroy el aluminio.

Por otra parte, estudios realizados por el Ministerio deEnergía y Minas, señalan que el sector gas, al igual queel sector eléctrico, es un servicio de utilidad pública ensus segmentos de producción (generación) y comer-


cialización siendo además un servicio público en sus seg-mentos de transmisión y distribución (T&D), por su con-dición de monopolio natural. Por lo tanto, los agenteseconómicos proveedores de estos servicios están legal-mente sujetos a restricciones en la fijación unilateral deprecios y tarifas, en la manera de organizarse y en lamanera de estructurar sus relaciones contractuales

Los países con mercados de gas en desarrollo, a me-nudo tienen una competencia limitada, ya que los mer-cados, no son lo suficientemente grandes como parasoportar el funcionamiento eficiente de un gran númerode productores nacionales o proveedores. En estos países,los reguladores participan en la formulación de políticaspúblicas en el sector, y ejercen un papel primordial enestablecimiento de criterios de calidad de gas de acuerdoa los requerimientos del gas natural y sus productos.

Especificaciones del gas natural

En el caso de Venezuela, las premisas formuladas porel Ejecutivo Nacional, establecen, que el gas natural debesatisfacer del mercado interno, y como segunda priori-dad, el envió de sus excedentes a mercados de exporta-ción. El Ente Nacional de Gas (ENAGAS), ha estable-cido una serie de especificaciones técnicas para la calidaddel gas natural para el mercado interno Cuadro 1. Tam-bién ver Orellana (2000), Juris (2000) y PDVSA gas(2011).

Las especificaciones, requeridas para el gas combusti-ble, denominado como gas metano, en el reglamentopara los hidrocarburos gaseosos), donde el poder calorífi-co del gas es un requerimiento esencial para el correctofuncionamiento de los equipos industriales y doméstico,donde el índice de Wobbe (denominado factor de inter-cambiabilidad y se define como la relación entre el podercaloríficos y la gravedad específica del gas y su relacióncon la entrada de energía al quemador) es el parámetrocomúnmente utilizado para establecer los criterios de efi-ciencia energética en este tipo de aplicación.


Cuadro 1. Especificaciones del gas para el mercado interno.

Mercado interno Especificaciones

Petroquímica Composición molar del gas, espe-cial énfasis en el contenido deetano...Trazas (H2S, mercaptanos).Punto de rocío de agua e hidrocar-buros.

Gas combustible Poder calorífico.Norma COVENIN Composición molar del gas, com-3568-2:2000 ponentes mayoritarios.

Trazas (H2S, mercaptanos).Punto de rocío de agua e hidrocar-buros.Densidad.Densidad Relativa.Factor de compresibilidad.Índice de Wobbe.

Así mismo se establecen los niveles permisibles de ga-ses ácidos y contenido de agua, elementos que compro-meten la integridad estructural de las instalaciones einfraestructura para el manejo, acondicionamiento,transmisión y distribución. (Cuadro 2). tomando en con-sideración los siguientes aspectos:

o Contenido de agua: esta especificación es necesariapara prevenir la condensación de agua en las tube-rías. La presencia de agua libre conduce a la for-mación de hidratos y corrosión de las líneas detransmisión.

o Contenido de H2S y CO2: la presencia de estos com-puestos causa corrosión en las instalaciones y emi-sión de contaminantes a la atmósfera.

o Poder calorífico: esta especificación es necesaria paraque el cliente pueda consumir la cantidad de ener-gía ajustada a sus necesidades.


o Punto de rocío: es necesaria su determinación paraprevenir la condensación de hidrocarburos líquidos enlas tuberías durante la transmisión y distribución.

o Contenido de mercurio: esta especificación es nece-saria ya que el mercurio deteriora los intercambia-dores de calor criogénicos y produce contaminaciónambiental.

Cuadro 2. Especificaciones para el gas metano en cuanto alcontenido de contaminantes. Fuente: Balsa y Peña, 2004.

Fecha de H2O CO

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Vigencia (Ib/MMPCE) (%molar) (ppmv)

Hasta 2008 7,00 8,5 12,00

A partir del 2009 6,56 6,5 9,22

A partir del 2011 6,06 4,0 6,79

A partir del 2013 5,65 2,0 4,16

Las estrategias para el acondicionamiento y trata-miento del gas en el mercado interno, está asociada alos requerimientos de:

o Los usuarios finales;

o Las inversiones iniciales de capital (CAPEX);

o Vida útil del yacimiento, y volúmenes de gas a sertratados.

En ese sentido las necesidades del acondicionamientogas (Viloria, 2013), vienen dadas por:

Contenido de H2S

o En sistemas de producción que manejan 250 MPCNDy contenidos de H

2S entre 20 a 100 ppm, la corriente

de gas es tratadas con soluciones de alcanolaminas;

o Para caudales de gas inferiores a 125 MMPCND ypresencia de H2S hasta 100 ppm, se emplean secues-trantes sólidos basados en óxidos de metales alcali-notérreos.


o En sistemas que manejan caudales hasta 60 MMPCNDy concentraciones de H2S menores a 100 ppm, se uti-lizan secuestrantes líquidos, siendo las triazinas la máscomúnmente utilizadas.

Contenido de CO2.

o En operaciones de inyección de gas a altas presiones,y con fines de recuperación adicional de petróleo,no se requiere la remoción del dióxido de carbono,ya que a las condiciones de inyección el CO2 pro-mueve el desplazamiento miscible del crudo en laformación, ayudando a mejorar el factor de recobroy la calidad del crudo producido;

o En operaciones de extracción de líquidos y licuefac-ción del gas metano, se requiere una remoción pro-funda del CO2, de manera de evitar la formaciónde hielo seco;

o El gas a petroquímica, no requiere la remoción delCO

2, debido a que es un insumo importante para la

obtención de la urea;

o En operaciones de transmisión y distribución confines del uso del gas metano, es necesario la remo-ción de este gas (al 2 % molar), valor que garanti-za, el poder calorífico del gas combustible.

Contenido de H2O

o En sistemas de inyección de gas a yacimientos ladeshidratación se lleva a cabo utilizando trietilen-glicol (TEG), reduciendo el agua a niveles de 5 lbmde H2O/MMPCN de gas;

o Es sistemas de transferencia de gas a plantas deextracción de líquidos, la tecnología utilizada es lade tamices moleculares para garantizar la deshi-dratación profunda del gas;

o En transmisión y distribución, se utilizan las tec-nologías de deshidratación con TEG y tamices mo-leculares dependiendo de la naturaleza del gas (libreo asociado).


CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

o Los hidrocarburos fósiles juegan un papel funda-mental en el consumo energético nacional.

o Las especificaciones del gas a los consumidores fi-nales, dependen del aprovechamiento de este recur-so en cada sector industrial.

o La incorporación de reservas provenientes de pro-yectos costa afuera, permitirá satisfacer las necesi-dades del mercado interno y liberar líquidos a losmercados de exportación.

o El gas natural está llamado a promover el desarro-llo industrial del País.

o Como resultado de este análisis, se recomienda, elprofundizar las políticas públicas, tendientes a pro-mover el intensivo y eficiente del gas, en el sectorindustrial.


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5.3. Sector Urbano

Ing. Jesús Augusto Gómez

Composición de la Demanda

Según los resultados del Censo de 2011, el 88,8 % dela población vive en áreas urbanas (INE, 2011). Esto sig-nifica que con excepción de las industrias básicas, la in-dustria petrolera y las demandas para la agricultura,alrededor de los núcleos urbanos se conforma un flujo deenergías importante de gran magnitud, especialmentecuando se considera que casi todos los productos que seconsumen en estos centros de una manera u otra tienenun componente energético. Esta condición a menudoqueda soslayada cuando el análisis de los consumos seestablece sobre la base de los sectores o tipo de sus-criptores (IIASA, 2012).

Se puede decir que la demanda urbana de energía estáintegrada por varios componentes como son las deman-das residenciales, las pequeñas industrias, la comercial, elalumbrado público y los entes oficiales. Esta demanda deenergía es suplida básicamente de dos fuentes como sonla electricidad y el gas.

Demandas en Venezuela

Las demandas de energía urbana en el país, sin consi-derar las necesidades para el transporte, están suplidasbásicamente por dos fuentes como son el gas domésticoy la electricidad

Demanda de Gas

El servicio eléctrico es suministrado en la actualidadpor Corpolec y el gas a través de una filial de PDVSA,denominada PDVSA Gas Comunal (PDVSA, 2012).PDVSA Gas Comunal fue constituida en el año 2007 conel objeto de garantizar el suministro de Gas Licuado de


Petróleo (GLP). Al cierre del año 2012 tiene 60 plantasde las 86 plantas de llenado existentes a nivel nacionalque incluye la ocupación de dos empresas (Servigas yDuragas), igualmente suministró un total de 42 MBD anivel nación, de los cuales 35,45 MBD (86%) correspon-den a PDVSA Gas Comunal y 6,25 MBD (14%) al sectorprivado. En el año 2012 se incrementó en 5% la distribu-ción de GLP con respecto al año 2011 que fue de 40 MBD.

A escala nacional se cuenta con una infraestructurade transmisión y distribución de gas metano de 5.031km de tuberías de diferentes diámetros (desde 8" a 36"),a fin de satisfacer los requerimientos de los sectores do-méstico, comercial e industrial.

Para el año 2012, la producción de gas natural alcan-zo un volumen de 2245 MMPCD, de los cuales 16MMPCD (0,7%) corresponden al consumo doméstico.

El volumen de gas metano suministrado al sector do-méstico es para cubrir la demanda de usuarios residen-ciales y comerciales que, al cierre del año 2012, estabaintegrado por más de 353.000 usuarios conectados a lared de distribución de gas; 91% de estos usuarios se en-cuentra ubicado en La Gran Caracas, seguido por Valen-cia, Barquisimeto, Guanta, Anaco, Cumaná, Barcelona,Barinas, Cagua, Maracaibo, Maturín y La Vela de Coro.

Actualmente PDVSA Gas tiene el proyecto de Gasificarlas zonas pobladas a través de la instalación de redes dedistribución de Gas Metano, a fin de satisfacer la de-manda de estos servicios, en los sectores doméstico ycomercial, con la visión de liberar GLP para exportación,favorecer el desarrollo comunitario y aumentar el nivelde calidad de vida de la población privilegiando a lascomunidades de menores recursos. Este proyecto alcanzóun avance físico de 46% y se han gasificado 102.109familias en todo el territorio nacional.

Los datos que Pdvsa reporta en su Informe de Gestión2012 señalan que el año pasado el número de bombonasvendidas se redujo en 47,3%. De 258.264 unidades colo-


cadas en 2011 se bajó a 135.969 bombonas. Igual ocu-rrió con el alcance de la cantidad de familias bene-ficiadas, que disminuyó en 28% porque la venta de bom-bonas pasó de 153.442 a 110.379 hogares (Rojas, 2013).

La tendencia a la baja también se presentó en la fa-bricación y reparación de bombonas. Pdvsa en su Infor-me de Gestión 2011 destacaba como un logro que en eseaño la producción y refacción de cilindros fuera “114%mayor que en 2010”, pero el año pasado hubo un des-censo de 36,4% al caer de 702.533 a 446.536 unidades.

Demanda de Electricidad

La electricidad es fundamental para estilos de vidamodernos. Funciona a nuestras industrias y combustiblesnuestros hogares. Con la expansión demográfica y el creci-miento económico la demanda de electricidad ha crecidotambién. Según estimaciones de la AIE, el consumo deelectricidad de anual de promedio mundial per cápita parael año 2007 fue 2.752 kWh, y para 2030 será de 4.128kWh (UN-HABITAT, 2012). Esto representa un incrementodel 50% en el periodo y un promedio anual de 2,17%

Para finales de 2011, el número de usuarios servidos porCorpoelec alcanzaba la cifra de 5.802.010 (Cuadro 1, Figu-ra 1), en el cual se muestra su distribución (MPPEE, 2012).

Con excepción de los usuarios correspondientes a lasIndustrias Básicas, ese número de usuarios correspondeen su totalidad a la demanda urbana que para ese añototalizó un consumo de 64954 GWh. Para el año 2012,el MPPPEE tiene proyectado un número de usuarios de6.067.055 (MPPEE, 2013) lo cual representa un incre-mento del 4,57% en el número de usuarios.

Para el año 2011, La capacidad instalada alcanzó 0,89KW/hab, equivalente a 4,43 KW/usuario, mientras quela energía generada por habitante fue de 4243.83 KWh/hab, lo cual se traduce en una generación de 5579KWh/usuario residencial.(MPPEE, 2012).

El gobierno nacional a través del MPPPEE y Corpo-elec han venido implementando una serie de políticas


RESIDE

NCIAL

COMERCIAL

INDU

STRIAL

IND.

BASICA

SOFICIAL

OTROS

TOTAL

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17,714

3364,381

17,558

5,802,011

88.2%

10.1%

0.3%

0.001%

1.1%

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Consum

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10521

18187

12375

2909

83,141

Electrico

(GWh)

34.3%

12.8%

12.7%

21.9%

14.9%

3.5%

100.0%

No.US

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B


tendentes a reducir el consumo en general y el percapita en particular. Dentro de esa políticas está la susti-tución de bombillos ahorradores que se ha venido desa-rrollando del el año 2006 y que ya alcanza a un numerode casi 150 millones de unidades y que equivalen a 3811MW (Figura 1). Además, se han sustituidos electrodo-mésticos como neveras y aires acondicionados por equi-pos de mayor eficiencia energética. Actualmente, se hadesplegado una campaña de concienciación de los usua-rios para incentivar el ahorro y uso eficiente de la ener-gía eléctrica y en algunos lugares de han incorporadoprograma punitivos a usuarios que exceden un determi-nado nivel de consumo. Por otro lado, hay una campa-ña tendiente a hacer conocer los verdaderos costos de lageneración eléctrica y el nivel de subsidios que se haotorgado a los usuarios a través de unas tarifas suma-mente reducidas y que se han mantenido inalterables enlos últimos ocho años. Se espera que a corto plazo semodifique sustancialmente el pliego tarifario del servicioeléctrico con un incremento sustancial de esas tarifas;sin embargo dado el uso intensivo de la electricidad, laincorporación de nuevos equipos electrodomésticos y lasmejoras en la calidad de vida que eso conlleva, es deesperar que a pesar del incremento en las tarifas se in-duzca muy poca reducción en el consumo per capitadada la poca elasticidad de este consumo respecto a losprecios y que en cualquier caso, el incremento no seríatan elevado como para afectar este valor.

Finalmente, hay un dato que llama la atención. Segúnlos datos de Censo 2011, existen 8.216.443 hogares de loscuales 41,6% (3.418.040 hogares) poseen aparatos deaire acondicionado (INE, 2011). Un aparato típico de es-tos tiene una salida de 18000 BTU/h con una potenciaaproximada de 1500W. Si consideramos un uso diario de8 horas y una operación de 365 días por año, esto arrojaun consumo de 4380 KWh por año por aparato, un con-sumo total de 14970 GWh, equivalentes a más del 12% detoda la generación nacional (122.896 GWh).



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6. OFERTA NACIONAL DE ENERGÍA

6.1. Evolución de la Industria Petrolera Venezolana

Ing. Fernando Sánchez

La maravillosa aventura del petróleo tendrá su origenen 1859 cuando el Coronel Edwin L. Drake perfora elprimer pozo productor en Titusville, en los Estados Uni-dos de América, sin saber que ha dado inicio a la indus-tria que revolucionará al mundo. En Venezuela, losprimeros pasos serán dados por Manuel Antonio Pulidoen 1878 con la constitución de la primera empresa petro-lera integrada, es decir, que produce, manufactura y co-mercializa, la Petrólia del Táchira.

El advenimiento del petróleo constituye un hecho deextraordinaria proyección para el desarrollo del país, so-portado en el principio de que las minas son propiedaddel Estado. Mucho se habrá de debatir si ha sido unabendición o una maldición. Se han creado mitos y leyen-das, se han escrito importantes novelas, nacen vibrantescomunidades y pueblos alrededor del petróleo, pero aúnestá pendiente lograr que este genio poderoso sea la pa-lanca para la construcción de una nueva economía parael país, menos dependiente del petróleo.

En la evolución de la explotación petrolera en Vene-zuela se pueden distinguir tres períodos: El período enque la actividad de la industria es realizada por compa-ñías transnacionales (1914-1958), el período de la Indus-tria nacionalizada y bajo la responsabilidad de Petróleosde Venezuela que se inicia en 1976 y entre ellos un pe-


riodo de transición de aproximadamente dos décadas(1958~1976).

El Régimen Concesionario (1914-1958)

Desde su comienzo, el petróleo captará la atención detodos. El presidente José María Vargas se interesará enel petróleo y llevará a cabo para el Despacho de Hacien-da y Relaciones Exteriores, un detenido examen de uncompuesto asfáltico encontrado en la región de Pederna-les. Hará pruebas de dilución y pedirá que se determinenlas acumulaciones en cantidad y calidad y expresará:

“Es mi única convicción que el hallazgo de las minasde carbón mineral y asfalto en Venezuela es, segúnsus circunstancias actuales, más que precioso y dignode felicitación para los venezolanos y su liberal gobier-no que el de las de plata u oro.”

En 1854 es aprobado el primer Código de Minas y laprimera concesión petrolera le fue otorgada en 1864 porla Legislatura del Estado de Nueva Andalucía a ManuelOlavarría por 15 años.

Las concesiones más importantes fueron otorgadas en1907 a los señores Andrés Vigas, Antonio Aranguren,Francisco Giménez Arraiz y Bernabé Planas y en 1909la más extensa a John Tregalles que abarcaba 12 estadosy el territorio Delta Amacuro. Esta concesión caducará ypasará a manos del Dr. Rafael Max Valladares. Así apa-rece una nueva clase de venezolanos ricos; son los agra-ciados por el regalo de las concesiones petroleras que asu vez las venden a las compañías extranjeras.

En 1911 el reconocido geólogo norteamericano, RalphArnold comienza el trabajo de prospección petrolera yestudio sistemático de las concesiones de la GeneralAsphalt de Venezuela, las cuales ocupaban más de 50millones de hectáreas. Un año después Arnold presenta ala Caribbean Petroleum su informe geológico preliminar,en el cual recomienda la perforación inmediata de unpozo exploratorio en Mene Grande, Estado Zulia. El Zu-


maque No.1, el cual es perforado por la CaribbeanPetroleum Company en 1914, poco después del inicio dela 1ª. Guerra Mundial y será el descubridor de un cam-po gigante que da inicio a la explotación comercial delpetróleo a gran escala en Venezuela. Con el descubri-miento del Zumaque No.1 se dará inicio al RégimenConcesionario.

En 1917 se pone en operación la refinería de San Lo-renzo al sur del Lago de Maracaibo, alimentada a travésde un oleoducto desde el Campo Mene Grande. En 1920fue promulgada la 1ª. Ley de Hidrocarburos debido alesfuerzo de un venezolano ejemplar quien habrá de serel modelo de un verdadero servidor público, el Dr.Gumersindo Torres, Ministro de Fomento del PresidenteJuan Vicente Gómez. En 1922 la Venezuelan Oil Con-cessions perfora el pozo Los Barrosos No. 2, el cual re-ventó y produjo 100000 BPD durante 9 días; lo cualatrajo la atención mundial. Una decisión de gran impor-tancia fue tomada en 1930 por el Dr. Gumersindo To-rres, al fundar el Servicio Técnico de Hidrocarburos,organización ésta que será responsable de vigilar y con-trolar las actividades operacionales de la industria y queserá el embrión del futuro Ministerio de Minas e Hidro-carburos (MMH). Otro hecho importante será la publica-ción del editorial del diario “Ahora” escrito por el Dr.Arturo Uslar Pietri en 1936 a través del cual lanza unalerta al país para recomendar la utilización de la rique-za transitoria del petróleo como una palanca para el de-sarrollo de otras industrias. También será aprobada laLey del Trabajo al amparo de la cual se producirá laprimera huelga petrolera. Durante este periodo se pro-mulgarán ocho leyes referidas a la explotación petrolera,hasta llegar a la ley de 1943, la de mayor tiempo devigencia y en la que se establecerán importantes políticasde estado entre las cuales se destacan: Que las concesio-nes no confieren la propiedad de los yacimientos, consa-gra además la reversión de las concesiones al término de40 años, clasifica los diferentes tipos de concesiones, uni-


forma los contratos petroleros que venían rigiéndose porleyes ya derogadas y establece una regalía mínima de16-2/3%. La ley del 43 es un punto de inflexión entre elperiodo de concesiones y el paso hacia una etapa pro-ductiva.

En 1945 mediante decreto presidencial se establece lapolítica de “No más Concesiones”. Poco tiempo despuésse iniciarán las actividades de exploración con su conse-cuente desarrollo en aguas del Lago de Maracaibo. Estaserá la primera actividad costa afuera en el mundo. En1948 se establece la participación fiscal mínima del 50%.

En 1949 entrará en operación la refinería de Cardón yen 1950 la refinería de Amuay, seguidas por las de Puer-to La Cruz, El Palito, El Chaure, Bajo Grande, El Toreñoy San Roque. Así queda completado el parque refinadornacional. En resumen, este periodo se inició en una Ve-nezuela rural, latifundista, con el café como principalproducto de exportación y con un nivel de analfabetismomuy elevado. El petróleo desplazará al café como primerproducto de exportación con precios estables y controla-dos (por debajo de 2$ el barril) por las trans-nacionalesa todo el largo periodo. El crecimiento económico serásostenido y alcanzará niveles por encima de 10%, la mo-neda venezolana llegará a ser la más fuerte en el mundoy el país pagará su deuda externa. En 1958 la produc-ción será de 2,77 MM BPD, las reservas serán de 16757MM Bls. y la producción acumulada alcanzara 11812MMBls. Sin embargo, a pesar del desarrollo de una modernainfraestructura física, esta bonanza no se traducirá enbienestar social para la población, pues el campo seráabandonado por el atractivo mágico del petróleo, se im-pondrán el criterio rentista del que no nos podremos des-prender como nación y la cultura del consumoimpulsada por el desarrollo explosivo de los medios decomunicación. Se sembrarán mitos perversos en la cultu-ra del venezolano, tales como: el estado y el gobiernoson la misma cosa, somos un país muy rico y el perte-necer a las organizaciones públicas es la plataforma para


el aprovechamiento personal. Al final del periodo se ter-mina el caudillismo, se organiza el estado y se produceun fenómeno político que tendrá como protagonistas ajóvenes estudiantes que serán identificados como la ge-neración del 28, que darán inicio a un movimiento conel firme objetivo de construir las bases de un gobiernodemocrático y dejar atrás el periodo dictatorial, hechoeste que se concretará en 1958. Para llevar a cabo todosestos cambios tan profundos se requerirá un periodo detransición.

El periodo de transición entre el régimen conce-sionario y la Industria Nacionalizada (1958-1976)

Durante este periodo se darán los pasos que conduci-rán al país al proceso de nacionalización, también llama-do de estatización de la industria petrolera, debido a queel Estado, tomará también el control de tres pequeñasempresas de capital nacional, Mito Juan, Petrolera LasMercedes y Talon Petroleum. Por otra parte, otros gru-pos criticarán el proceso llevado a cabo, argumentandoque se trató solo de un cambio de accionistas, las trans-nacionales por el Estado Venezolano sin afectar ni lagerencia, ni la organización administrativa y que la in-demnización no era procedente. Como pasos previosmencionaremos la promulgación de importantes leyescomo la Ley de Reversión, la ley de Nacionalización delGas, la ley del Mercado Interno y la Ley Orgánica queReserva al Estado la Industria y el Comercio de los Hi-drocarburos. Adicionalmente, Venezuela creará la Corpo-ración Venezolana del Petróleo (CVP), participará acti-vamente en la creación de la Organización de PaísesExportadores de Petróleo (OPEP), ideas maestras delilustre venezolano Juan Pablo Pérez Alfonzo quien serállamado el Padre de la OPEP y finalmente creara a Pe-tróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). Durante el periodo seimpulsarán importantes acciones en materia de Conser-vación que permitirán implantar grandes proyectos derecuperación secundaria con el consecuente incremento


de reservas. El gas asumirá un papel importante en elpaís. En paralelo Venezuela iniciará su tránsito para con-vertirse en una nación moderna que termine con la eta-pa rentista y de paso a una etapa productiva, que utiliceal petróleo como palanca para el desarrollo de otros sec-tores, como las industrias petroquímica, del hierro, delcarbón, del acero y del aluminio, de manera que hagana la economía del país menos dependiente del petróleo.

Esta etapa de transición traerá consigo un fortalecimien-to institucional fundamentalmente soportado por el ejerciciode una visión de largo plazo ya sembrada por los legislado-res de 1943, un ejemplo de madurez política y finalmentela unión de todos los venezolanos hacia el cumplimiento deun gran objetivo nacional: el manejo del petróleo.

Sin embargo se generarán temores y dudas ¿Estare-mos preparados para asumir la tremenda responsabilidadde conducir a la industria? Como hacerlo cuando existeuna profunda relación de lealtad entre los trabajadores ylas concesionarias. No dominamos la comercialización.No tenemos abogados preparados en la cuestión petrole-ra, asimismo, la investigación que respalda a las opera-ciones se realiza en el exterior.

Además, las concesionarias ante la cercanía de la re-versión de las concesiones petroleras, no invirtieron enactividades de exploración y redujeron al mínimo lasactividades de mantenimiento. La producción era de 2.35MM BPD; el nivel de reservas de crudo estaba en 18000MM Bls., los precios se mantenían deprimidos y el per-sonal de la industria había bajado de un pico de 40000a 18000 personas. Finalmente debemos señalar que elpaís mantenía una situación económica holgada lo cualhabía provocado la atención de muchos países. Era unparaíso para la inmigración. El presupuesto de la naciónse dedicaba en un 90% a la inversión y 10 % al gastocorriente. El futuro presentaba un tremendo reto y elpaís, como un todo, asumió el reto con decisión y coraje.


El periodo de la Industria Nacionalizada

Petróleos de Venezuela (PDVSA) se iniciará con la in-corporación de 14 empresas que rápidamente se integra-rán en cuatro grandes empresas. Este será un periodo detrabajo intenso con visión de largo plazo, de fortaleci-miento corporativo y orientado a ganar la confianza delpaís y el respeto internacional. El proceso se iniciará conla selección de un grupo de ciudadanos respetables quebajo la presidencia del Gral. Rafael Alfonzo Ravard inte-grarán el primer directorio de Petróleos de Venezuela(PDVSA). Este equipo hará énfasis en cuatro orientacio-nes básicas durante su gestión: Planificación EstratégicaParticipativa, Autosuficiencia Financiera, Concentraciónen el Negocio y No Politización.

Petróleos de Venezuela fue una empresa exitosa mien-tras se mantuvo en el cumplimiento de su misión em-presarial. Su éxito se debió a la cultura heredada de lastransnacionales y a la capacidad de su gente. Pero apesar de tener el reconocimiento de empresa eficiente nologró ganarse el cariño del pueblo, ni manejarse adecua-damente en el ambiente político, probablemente porqueesta debió ser una responsabilidad del Ministerio deEnergía y Minas (MEM), pero que debido a las friccionesentre ambas organizaciones nunca fue asumida por elMinisterio. Estos dos aspectos limitaron la capacidad dela empresa. Otro aspecto de controversia externa e inter-na fue la última reestructuración organizacional a travésde la cual las tres filiales operadoras se integraron enuna organizada por segmentos funcionales. Algunas per-sonas sostenían que de haberse mantenido la estructuraanterior se hubiera podido evitar el asalto político al queserá sometida la empresa a partir de 1999.

Podríamos dividir este periodo en cuatro etapas clara-mente definidas: La reconstrucción operativa, la internaciona-lización, la apertura y el cambio de rumbo institucional.

1) La reconstrucción operativa. La gran empresanacional comienza con buen pie, realiza importantes des-


cubrimientos como los campos de La Victoria y Guafita,las inmensas acumulaciones del Norte de Monagas, lasacumulaciones Costa Afuera y la delimitación de la in-mensa Faja del Orinoco, todo esto, aprovechando elagresivo programa exploratorio realizado previamentepor la CVP. Por otra parte se dará continuidad al pro-grama de modernización del parque refinador ya iniciadoen la refinería de El Palito, con el cambio de patrón derefinación de Amuay, Cardón y Puerto la Cruz y la fun-dación del Instituto de Investigaciones Petroleras el cualgenerará la Orimulsión y el proceso de conversión poradición de hidrogeno HDH patentes venezolanas de im-portancia internacional y el Instituto de AdiestramientoPetrolero INAPET que derivará en la Universidad Corpo-rativa, el CIED. Una etapa preñada de logros que ten-drán repercusión positiva en los resultados de PDVSA, locual provocará el reconocimiento del país a su primeraindustria.

2) La Internacionalización. La integración co-rriente abajo en importantes mercados de gran consumoen el mundo industrializado fue visualizada como gene-radora de rendimientos importantes, además de propor-cionar al petróleo venezolano mercados crecientes y a laindustria flexibilidad operativa y comercial. La presenciacomo inversionista en los mercados genera confianza,garantiza la colocación de importantes volúmenes de di-fícil colocación en momentos en que el parque refinadorestá copado. Al asegurar mercados foráneos, el país seha dado una opción importante en el caso de una even-tual contracción de la demanda mundial de petróleo. Apesar de que las condiciones del mercado así lo aconseja-ban y de estar cumpliendo la estrategia de la OPEP derecuperación de los mercados hubo un enfrentamientoimportante de las fuerzas políticas. La sensatez se impu-so y PDVSA alcanzó una capacidad de refinación de 3,5MM BPD la más grande de empresa alguna en el mun-do, razón por la cual fue calificada como una de lasempresas más importantes a nivel internacional.


3) La Apertura. Adoptar como principio que el Es-tado tiene que asumir la totalidad del negocio petrolerocondenaría a la industria a un papel marginal y reducidoen el escenario mundial. Abrirlo a todas las posibilidadesque hoy se ofrecen de asociación y colaboración, es po-nerse al día y obtener todas las ventajas posibles del ne-gocio más grande que Venezuela haya tenido jamás.Este fue el principio que inspiro la Apertura. Esta se eje-cutó mediante un proceso transparente, con el dialogopolítico necesario y dentro del ámbito del artículo V dela Ley de Nacionalización en tres sectores: La operaciónde campos maduros, la exploración a riesgo y produc-ción por ganancias compartidas y las asociaciones estra-tégicas de la Faja. El primero fue una aspiración vene-zolana de muchos años; su ejecución alcanzó una pro-ducción de alrededor de 500 MBPD, el segundo, logródescubrimientos en 30% de los prospectos, cifra que so-brepasa la experiencia mundial y el tercero puso el pe-tróleo de la Faja en el mercado internacional en unacantidad nada despreciable de 600.000 BPD. Todo estose logra en un momento en que el mercado se encuen-tra deprimido y los precios han llegado a su nivel másbajo en mucho tiempo. El proceso de Apertura fue cali-ficado como impecable a nivel mundial.

4) Cambio de rumbo institucional. Es una etapacontroversial, caracterizada por fuertes antagonismos ensu evaluación, para unos supone un proceso de deterioroinstitucional profundo y para otros la concepción de unaindustria insertada en la responsabilidad de apalancar eldesarrollo nacional, mas allá de la contribución financie-ra. Esta etapa se iniciará en los primeros años del sigloXXI cuando el ejecutivo nacional designó a miembrosdel directorio de PDVSA sin atención al principio demeritocracia practicado por muchos años por la empre-sa, lo que origina un conflicto que terminará con el des-pido de más de 20000 trabajadores. La empresa perderásus cuadros gerenciales y técnicos e iniciará su procesode destrucción institucional, para unos y de reforma


institucional para otros. La modalidad elegida alejada deprácticas como outsourcing, contratación de servicios,empresas mixtas y similares y la disposición a asumircompetencias sociales, no petroleras, generará un incre-mento de la burocracia y consecuentemente la nóminade trabajadores crecerá desordenadamente. La gestión fi-nanciera insertada dentro del esquema presupuestarionacional dará lugar a elevadas cifras de endeudamiento.La multiplicidad de nuevas funciones y nuevas formasde asociación atentará contra el sistema gerencial tradi-cional y se perderá el control administrativo, operativo ygerencial. En materia estrictamente petrolera la produc-ción se estancará e incluso se reducirá de cotas logradasen periodos previos, las refinerías registrarán disminucio-nes de procesamiento, se liquidarán propiedades en el ex-terior, se introducirá la práctica de ventas a futuro, seotorgarán licencias a empresas de naciones de bajo nivel entecnología petrolera, se certificarán las reservas de la Faja,con criterios sobre los que numerosos técnicos actualmentefuera de la industria han mostrado reservas.. Cuando estoestá ocurriendo, los precios en el mercado mundial se man-tendrán muy elevados, lo cual permitirá que a PDVSA se leimpongan actividades ajenas a su misión.

El cuadro descrito ha dado lugar expertos petrolerosno activos en la industria visualicen escenarios desalen-tadores sobre el futuro de la industria.

El siglo del petróleo y una mirada al futuro

Para Venezuela la aparición del petróleo ha sido unabendición, pero el uso de los recursos producidos por elpetróleo ha sido una maldición. Se ha registrado unaproducción acumulada de más de 60000 MMBls, se handespilfarrado los inmensos recursos económicos produci-dos y en el último presupuesto de la nación (año 2013)se dedica 90% al gasto corriente y 10 % a la inversión.Los esfuerzos realizados para desarrollar otras industrias,que permitan al país no ser tan dependiente del petróleo


no han dado los resultados esperados. Ésta aún es unatarea pendiente.

El futuro del petróleo tal como lo hemos conocidoestá en declinación. Los países desarrollados se orientana cambiar sus matrices energéticas. Cada día las legisla-ciones ambientales responden más y más a la necesidadde disminuir la utilización de los recursos fósiles paraatenuar el calentamiento global. Venezuela tiene su futu-ro energético basado en los crudos de la Faja, los cualesnecesitan tratamientos profundos, costosos y soportadospor tecnologías de avanzada para lograr productos de lacalidad exigida por el mercado. Las operadoras petrolerasinternacionales han venido dedicando grandes esfuerzosa la producción de gas por ser este más amigable con elambiente. PDVSA en la última etapa (1998-2012) cambióla estrategia de desarrollo que consideraba las áreas tra-dicionales y consecuentemente al gas. El Plan SiembraPetrolera es cuestionado por expertos petroleros actual-mente no activos en la industria, pero la empresa no seha avenido a discutirlo en un debate abierto que conside-re tales argumentaciones. Los altos precios del mercadopor un periodo largo han incentivado el desarrollo denuevas fuentes alternas de energía en el mundo, de ma-nera que el futuro será sin lugar a dudas de las fuentesalternas. El sector transporte será el último en ser afec-tado y el gran cambio se producirá cuando pueda utili-zarse hidrogeno a precios razonables. Para finalizar, loúnico que tiene vigencia en el mundo actual es el CAM-BIO. Venezuela debe prepararse para enfrentar la etapapost petrolera.


6.2. La Industria Eléctrica Venezolana:Historia y Legislación

Ing. José Manuel Aller Castro

1. Evolución histórica

La Industria Eléctrica Venezolana se desarrolla desdemuy temprano y a la par de muchos otros países. Exis-ten varias etapas que es conveniente señalar para com-prender su evolución y las razones que han conducido ala actual situación de crisis que atraviesa el sector eléc-trico venezolano.

Existen varios documentos que ilustran con gran pre-cisión los pasos que ha seguido la Industria EléctricaNacional pero dos de las reseñas históricas más valiosasson por una parte la presentada por Jaime A. Vázquezen 2001 “Un vistazo al Sistema Eléctrico Venezolano”1 yla otra corresponde al libro de Henri Croing “Historia dela regulación eléctrica en Venezuela”2. En estas referen-cias se describen los hitos fundamentales del desarrolloeléctrico venezolano desde 1800 hasta 1989.

En este trabajo se plantea la división en seis etapasmás o menos diferenciadas de la Industria Eléctrica enVenezuela y se extiende la revisión hasta nuestros días.Las etapas en que se puede dividir este proceso son:

Precursores: Un grupo de científicos, intelectuales yemprendedores que se mantenían al tanto de los desarro-llos a nivel mundial, realizaban experimentos con laelectricidad y trataban de mostrar sus ventajas a la po-blación. Destacan en esta etapa Carlos del Pozo3 quienya en 1800 experimentaba con la electricidad e inventa-ba algunos aparatos, el Ing. español Manuel de Montú-


far quien introduce el telégrafo Morse en 1856 y el cien-tífico Vicente Marcano que ilumina en 1873 la Plaza Bo-lívar de Caracas, entre otros. En 1885, el gobiernoreconociendo la importancia de la tecnología eléctrica,adquiere los equipos que habían sido utilizados para ilu-minar lugares públicos de Caracas para que en la Univer-sidad se puedan estudiar estos fenómenos en la cátedrade Física.

Primeras iniciativas: La primera empresa asociadaa la tecnología eléctrica es la telegrafía. En el año 1875se nacionaliza este servicio y se extiende tan rápidamen-te por todo el territorio venezolano que ya en 1882 serealiza la interconexión con los telégrafos de Colombia.Carlos Palacios instala una planta eléctrica que iluminamediante lámparas de arco el teatro Municipal de Cara-cas y los alrededores del Capitolio durante el primer Cen-tenario del Natalicio del Libertador. Guzmán Blanco en1883 contrata con una empresa de New Jersey la cons-trucción de la primera red urbana de teléfonos para laciudad de Caracas y en 1888 se inaugura el primer cabletelefónico submarino que interconecta a Venezuela conEuropa y los Estados Unidos.

Primeras empresas: El presidente provisional Gene-ral Hermógenes López en 1888 dota de alumbrado públi-co a la ciudad de Valencia. También ese año JaimeFelipe Carrillo entra en contacto con Thomas AlvaEdison y se propone dotar a la ciudad de Maracaibo conel servicio de iluminación mediante lámparas de arco.En 1889 nace “The Maracaibo Electric Light” que poste-riormente cambiaría su nombre a “Energía Eléctrica deVenezuela” (ENELVEN)4, la primera industria eléctricaformal instalada en territorio venezolano. Esta empresaadopta las luminarias incandescentes y comienza a pres-tar servicio a edificios públicos y casas particulares. Eneste mismo año el empresario norteamericano MichaelDooley inaugura un servicio de alumbrado eléctrico en laciudad de Valencia utilizando calderas de vapor generadopor carbón y leña. En 1893 el empresario Emilio Mauri


hace lo propio en la ciudad de Caracas. En 1895 el Ing.Carlos Alberto Lares ilumina la ciudad de Mérida. ElIng. Ricardo Zuloaga Tovar después de haber presencia-do los desarrollos realizados en Valencia y Maracaibo sedecide a emprender la construcción de la primera empre-sa hidroeléctrica de Venezuela utilizando las caídas delGuaire, funda ELECAR (Electricidad de Caracas)5 y es-tablece el servicio de energía eléctrica para la ciudad deCaracas. Con el desarrollo de las plantas de El Encanta-do y Los Naranjos es posible reemplazar los tranvías ti-rados por caballos por tracción eléctrica. En 1912 se creaC.A. de Luz Eléctrica de Venezuela CALEV6 que sustitu-ye a la compañía de Gas y Electricidad creada en 1881.En 1921 Maracay estrena la telegrafía sin hilos que seextiende rápidamente por todo el territorio. Para 1926existen plantas de generación en las principales poblacio-nes del país que utilizan como combustible gas, diesel,carbón o hidroelectricidad.

Normalización: Durante todo este proceso la inicia-tiva privada y la creciente industria del petróleo produjoun crecimiento sin control de la incipiente IndustriaEléctrica Venezolana, diversos niveles de tensión y fre-cuencias impedían la interconexión de las redes para me-jorar su utilización. Existían pocas empresas constituidasformalmente y casi todo el servicio eléctrico estaba enmanos de pequeñas empresas familiares con muy pocatecnología que suministraban solo por algunas horas.Unas pocas empresas en Caracas, Maracaibo o Barqui-simeto mantenían su servicio las 24 horas del día. Todoeste panorama hacía necesario la regulación guberna-mental para dirigir los esfuerzos y las inversiones. Es asícomo en 1947 se crea la Corporación Venezolana de Fo-mento CVF7 quien contrata con la empresa de consul-toría Burns & Roe la determinación de la demandaeléctrica y el establecimiento de pautas para el desarrollode un sistema interconectado. Para este momento Vene-zuela ya producía 174 MW de los cuales 95 MW eranconsumidos por las trasnacionales petroleras, 40 MW la


ciudad de Caracas y el resto del país 37 MW. En 1949 larecién creada CVF se adscribe al Ministerio de Fomentocon la intención de que el gobierno asuma el desarrollodel sistema eléctrico nacional. Las primeras medidas dela CVF es otorgar créditos a pequeñas empresas regiona-les, las cuales se ven pronto imposibilitadas para pagar-los y de esta forma pasa a ser la principal accionista.CVF desarrolla con la ayuda de Burns & Roe centraleseléctricas y líneas de transmisión que permiten interco-nectar la región central del país. Es así como para 1958se crea la Compañía Anónima de Administración y Fo-mento Eléctrico CADAFE con la finalidad de agrupar yconsolidar 15 empresas eléctricas propiedad del Estado,que estaban repartidas por todo el territorio nacional. Sumisión consistía en fomentar por todo el país el uso dela energía eléctrica. En 1959 Rómulo Betancourt impulsóla electrificación del país desarrollando plantas eléctricaspor todo el territorio (Puerto Cabello, Guanta, Zulia, LaFría, Punto Fijo, Guayana, etc.). Se realiza un esfuerzomuy importante de planificación con la colaboración dela Electricidad de Francia en 1960 con un proyecto degeneración, transmisión y distribución de energía eléctri-ca para ejecutarse en los siguientes 25 años8. En esteplan se establece los lineamientos de lo que sería el siste-ma eléctrico venezolano hasta finales del siglo XX.

Interconexión: En 1959 se produce la interconexiónentre las plantas de La Cabrera y La Mariposa con unenlace en 115 kV y la CVF desarrolla la central hidro-eléctrica Macagua I con 370 MW. En 1960 se crea laCorporación Venezolana de Guayana CVG9 para desa-rrollar los recursos hidroeléctricos del Río Caroní y utili-zar esta energía en el desarrollo de la industria minerade la zona. Del plan nacional de electrificación se des-prende la necesidad de realizar el cambio de frecuenciaen todo el país a 60 Hz y se crea una empresa pararealizarlo en Caracas CAFRECA10. Se interconecta Maca-gua I con Santa Teresa mediante una primera línea en230 kV. Se comienza la construcción de Guri, Tacoa y la


Arriaga por parte de ENELVEN. En 1968 se firma elconvenio de interconexión entre CADAFE y ELECAR conlo cual se da nacimiento a la Oficina de Planificación delSistema Interconectado OPSIS11. Al mismo tiempo seculmina la primera fase de GURI que alcanzaría final-mente 10.000 MW. En 1986 se realiza refuerza la inter-conexión CADAFE-EDELCA quedando de esta formaconsolidado un robusto sistema eléctrico interconectado.En 1989 se firma un primer contrato de interconexióncon Colombia12. Entre los años 80 y finales del siglo XXse planifican y desarrollan expansiones del sistema eléc-trico y se estudian alternativas de transmisión en co-rriente continua y 765 kV. Se siguen desarrollando plan-tas hidroeléctricas y florece el sistema eléctrico alcanzan-do a cubrir la demanda del 98% del territorio nacional.

Crisis: En los 90 el país se encuentra dotado de unsistema eléctrico confiable, interconectado, con más deun 60% de generación hidroeléctrica, personal bien en-trenado. La capacidad disponible excede a la demanda enmás de un 30%, los mantenimientos se realizan al día ylos patrones de calidad del servicio eléctrico en Venezuelason similares a los de países del primer mundo y muypor encima de los estándares latino americanos.

El final del siglo XX representa para Venezuela unafuerte crisis política y económica multifactorial, agravadapor el descenso de los precios del petróleo y el desgastedel modelo político existente. En este escenario aparecennuevos actores políticos con políticas de subsidio directoa la población de escasos recursos y cuestionando la rea-lización de inversiones productivas y necesarias para eldesarrollo del país. Se establecen nuevas hipótesis econó-micas y se cuestionan los cimientos de los planes desa-rrollistas que encontraban amplia acogida en la sociedad.Se plantea la inconveniencia del desarrollo hidroeléctricopor los impactos medio ambientales e incluso se discutenlas desventajas inherentes del sistema eléctrico inter-co-nectado. Todo este cambio profundo viene de la mano de


nuevos asesores (cubanos, iraníes y chinos, principal-mente). Todo este movimiento se traduce en retrasos devarios años en las inversiones eléctricas requeridas parael desarrollo industrial y el crecimiento de la población.Al mismo tiempo los profesionales preparados por déca-das para la planificación, operación y mantenimiento delsistema interconectado son paulatinamente desplazadospor gerentes con visiones políticas cercanas al régimen ycon escasa formación. Desaparecen muchas industriasasociadas a la producción de equipos para el sector eléc-trico. Paulatinamente comienzan a sentirse los efectos dela nueva situación política en la calidad del servicio eléc-trico. Inicialmente el gobierno desplaza capitales nacio-nales por empresas trasnacionales cuyos intereses consus inversores coliden con las necesidades de desarrolloeléctrico del país y con las nuevas regulaciones que vanapareciendo (controles de cambio, dificultad para repa-triar capitales, congelamiento de tarifas).

Es así como las 16 empresas que operaban en el paísson nacionalizadas y unificadas en una sola corporaciónen el año 2007. Esta nueva empresa se denominaCORPOELEC13. Se convierte en un organismo centrali-zado, burocrático, ineficiente y sin capacidad de respues-ta. Poco después y con la incipiente crisis eléctrica enpleno desarrollo se crea el Ministerio del Poder Popularpara la Energía Eléctrica MPPEE14 con la idea de inten-tar resolver políticamente los graves problemas eléctricosque se presentan en un sistema con inversiones inade-cuadas, gerentes poco capacitados, mantenimiento defi-ciente, escasa planificación, centralización total, corrup-ción creciente y muy intensa politización. Este nuevo mi-nisterio, sin capacidad financiera pronto muestra su incapa-cidad de acción y se comienza a utilizar a PDVSA comomúsculo ejecutor y financiero de un buen número de pro-yectos. Simultáneamente, la demanda excede la capacidaddisponible del sistema, aparece el fantasma del raciona-miento eléctrico en casi toda Venezuela, los tiempos de reposi-ción del servicio y el número de fallas crece dramáticamente.


Luchas internas dentro del propio gobierno agravan lasituación y dificultan la búsqueda de soluciones. Paraevitar la reacción de la población se impide y censura elacceso a la información sobre el sistema eléctrico. A lapar y desde los centros de poder se justifica los errores ydeficiencias con supuestos sabotajes, problemas ambien-tales, fenómenos naturales o demandas exageradas porparte de la población mientras se observa la reducciónapreciable de los principales indicadores de la calidad deservicio eléctrico de los venezolanos.

En el Cuadro 1 se han reproducido los datos principa-les de la evolución del sector eléctrico desde 1947 hastanuestros días. Los datos se han obtenido de dos fuentes:La revista Energía e Industria en su edición de Enero-Marzo 1.98915 y cifras obtenidas de la información esta-dística proporcionada por la CEPAL16.

Antes del decreto que crea CORPOELC en 2007, elmapa de empresas eléctricas públicas y privadas que cu-brían las demandas en el país era el siguiente19:

o CVG Electrificación del Caroní CompañíaAnónima (EDELCA): Propiedad del Estado, cons-tituida en 1963 adscrita a la CVG. Genera, trasmi-te, distribuye y comercializa energía eléctrica. Seencargaba del sistema troncal de trasmisión, produ-cir energía del río Caroní (14.280 MW) y 40 MWde generación térmica. Sus clientes.

o Compañía Anónima de Administración y Fo-mento Eléctrico (CADAFE): También propiedaddel Estado con cobertura nacional. Fue creada en1958 con el objetivo de electrificar todo el país. Es-taba formada por un holding de empresas a quie-nes supervisaba y empresas privadas de distribución(ELEBOL, CALIFE, ELEVAL y CALEY). Su ca-pacidad instalada era de 3010 MW en máquinastérmicas y 620 MW en hidroeléctricas. Manejabauna demanda aproximada de unos 5000 MW. Susempresas filiales eran Planta Centro con una capa-


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cidad nominal de 2000 MW, Compañía AnónimaDesarrollo del Uribante Caparo (DESURCA), Desa-rrollo I Uribante-Doradas, Desarrollo II Doradas-Camburito y Desarrollo III Camburito-Caparo.Además tenía cinco empresas filiales que prestabanservicio en todo el territorio nacional: ELEORIENTEque servía a los estados Anzoátegui, Sucre y Bolí-var, ELEOCCIDENTE que daba servicio a Portu-guesa, Cojedes, Falcón y parcialmente a Carabobo yYaracuy, ELECENTRO que cubría los estadosAragua, Guárico, Apure, Amazonas y parte del es-tado Miranda, CADELA que ofrecía sus serviciosen Trujillo, Mérida, Táchira y Barinas, SEMDA fuecreada en 1998 con la intención de ser privatizadasurtiendo a los estados Monagas y Delta Amacuro.

o Compañía Anónima Energía Eléctrica de Venezuela (ENELVEN): Empresa que ofrecía susservicios en Maracaibo que pertenecía a una em-presa canadiense que fue estatizada en 1976. Teníados filiales ENELGEN y ENELDIS, que se encar-gaba la primera de generar y la segunda en distri-buir la energía eléctrica. Su capacidad rondaba los1500 MW y su demanda era de unos 1900 MW.ENELDIS por otra parte tenía dos filiales que surtían la ciudad de Maracaibo (ENELVEN) y laCosta Oriental del Lago (ENELCO).

o Compañía Anónima Energía Eléctrica delBarquisimeto (ENELBAR): Propiedad del Estadoy también nacionalizada en 1976, pertenecía a lamisma empresa canadiense propietaria de ENELVEN.Esta empresa atendía el Estado Lara, poseía una ca-pacidad de 151 MW y una demanda de casi 500 MW.

o Compañía Anónima La Electricidad de Caracas (EDC): Empresa privada que pasó de capitalesnacionales a ser propiedad en un 80% de la empre-sa norteamericana AES Corporation. Posteriormentefue nacionalizada. Se encargaba del Este de la zona


Metropolitana de Caracas. Tenía dos empresas filia-les: C.A. Luz Eléctrica de Venezuela (CALEV) en-cargada de abastecer el Oeste de la ciudad y C.A.Electricidad de Guarenas y Guatire (ELEGGUA),ubicada en el Estado Miranda y encargada de abas-tecer las zonas de Guarenas y Guatire.

o C.A. Luz Eléctrica de Yaracuy (CALEY): ubi-cada en el Estado Yaracuy, servía a San Felipeejerciendo las actividades de distribución y comer-cialización.

o Compañía Anónima La Electricidad de Valencia (ELEVAL): Empresa privada creada en 1908atendía la parte norte de Valencia con actividadesde generación, distribución y comercialización.

o Compañía Anónima Luz y Fuerza Eléctricade Puerto Cabello (CALIFE): Empresa privadaque atendía la zona de Puerto Cabello en activida-des de distribución y comercialización.

o Compañía Anónima La Electricidad de Ciu-dad Bolívar (ELEBOL): Empresa privada encar-gada de atender a Ciudad Bolívar, fue creada en1910 y atendía la distribución y comercialización.

o Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta(SENECA): Tenía un contrato de concesión parala atención de las islas de Margarita y Coche. Estaba interconectada con EDELCA a través de un ca-ble submarino pertenecía a CADAFE-ELEORIENTEy fue privatizada en 1998.

Además existían otras empresas de generación:

o Petroleos de Venezuela: Empresa del estado quedentro de sus instalaciones generaba unos 450 MW.

o Turboven: empresa de propiedad privada subsidiaria de Public Service Enterprise Group y atiendeaun hoy día clientes industriales en Valencia, Mara-cay y Cagua. Curiosamente es la única empresa


privada que aún continúa su operación aun cuandohay un decreto de nacionalización.

o GENEVAPCA: empresa de cogeneración que ven-día vapor a las instalaciones de PDVSA en Paraguanáy servía en parte a la ciudad de Punto Fijo.

Finalmente, se contaba con dos instituciones adiciona-les: La Fundación para el Desarrollo del ServicioEléctrico (FUNDELEC) constituida en forma temporalpara proporcionar soporte técnico profesional al EjecutivoNacional en la racionalización del sector eléctrico y enlas tareas de reguladoras del Estado y la Oficina deOperaciones de Sistemas Interconectados (OPSIS)creada en 1988 en base al contrato de interconexión20 ycon la encomienda de realizar un despacho económicode generación.

En la Figurra 1 se muestra el balance de potenciagenerada y demanda para las diferentes empresas queoperaban en diciembre de 2003. En la Figura 2 se mues-tra el comportamiento de la evolución eléctrica antes dela crisis (1969-1998) y en la Figura 3 se representa loque ha ocurrido después de los cambios políticos acaeci-dos en Venezuela a partir de 1998.

2. Legislación

El trabajo doctoral de Julio Montenegro24 titulado“Propuesta Técnico-Conceptual para un Marco Regu-latorio del Sector Eléctrico en Venezuela” hace una revi-sión extensa de la legislación eléctrica en Venezuela. Lalegislación venezolana con respecto al tema eléctrico co-mienza en 1928 durante el gobierno de Juan VicenteGómez con la Ley de Servidumbre de Conductores Eléc-tricos25 que no aparece en la Gaceta Oficial hasta 1937.Sin embargo, todo el sistema eléctrico venezolano fuedesarrollándose sin un marco regulador específico quepermitió a cada emprendedor realizar inversiones y pres-tar servicios sin controles gubernamentales. Esto comose discutió en la revisión histórica tuvo como resultado


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una gran dispersión que impedía la consolidación de unsistema eléctrico interconectado. Los primeros intentosen este sentido son los estudios de Burns & Roe26 poruna parte y por otra los realizados por La Electricidad deFrancia en los 6027. Sin embargo, no es hasta 1989 queaparece una legislación para definir tarifas eléctricas28.

En 1992 aparecen los decretos Nos. 2.38329 y 2.38430

para establecer directrices gubernamentales con respectoa la administración, planificación y supervisión del sectoreléctrico. Estos decretos crean la Comisión Reguladorade Energía Eléctrica CREE y la Fundación para el Desa-rrollo del Servicio Eléctrico FUNDELEC. En 1996 se es-tablece por primera vez un marco normativo31 pararegular las inversiones y operación del SEN por parte deempresas públicas y privadas. En el año 1999 aparece enGaceta Oficial la Ley del Servicio Eléctrico32 y en febre-ro del 2000 se publica su Reglamento General33. Desdela aprobación de la Ley de Servicio Eléctrico se desarro-lla legislación para cálculo de tarifas34,35.

En 2001 se aprueba la Ley Orgánica del Servicio Eléc-trico36. La ley eléctrica y su reglamento nacen de unamplio consenso nacional, pero pocos años después serácambiada unilateralmente por el Ejecutivo. En 2003 sepublica el Reglamento de Servicio y Normas de Calidaddel Servicio de Distribución37 y en 2004 las Normas deCalidad del Servicio de Distribución38.

El gobierno decide unificar la generación del sectoreléctrico creando en 2006 la Empresa Nacional de Gene-ración39, y mediante la creación del Centro Nacional deGestión del Sistema Eléctrico40. En 2007 se decreta laReorganización del Sector Eléctrico y Creación de laCorporación Eléctrica Nacional41 la cual termina por na-cionalizar todo el sistema eléctrico y centralizarlo en unasola empresa. En el mismo año 2007 se decreta la Reor-ganización territorial de la Corporación Eléctrica Nacio-nal42. En medio de esta reorganización de todas lasempresas en una sola y con los problemas ya evidentes


en el SEN el gobierno decide la Creación del Ministerio delPoder Popular para la Energía Eléctrica43. Aparecen variosdecretos de emergencia con la intención de resolver oamortiguar la crisis eléctrica (Gacetas Oficiales 39.29844,39.33245, 39.36346, 39.36447, 39.36648, 39.37149, 39.39950,39.44051, 39.69452). Aparecen otros decretos en este tiempopara regular las funciones y alcances del MPPEE (GacetasOficiales 39.37253, 39.37454, 39.41455, 39.42156).

En diciembre de 2010 y utilizando una ley habilitanteobtenida para resolver problemas de afectados por inun-daciones se promulga una nueva Ley Orgánica del Siste-ma y Servicio Eléctrico57, mediante un aval dado sorpre-sivamente por el TSJ. En esta aprobación se desconociólas atribuciones de la Asamblea Nacional y se utilizó unaley habilitante obtenida en la legislatura anterior paraproducir una Ley Orgánica.

Tratando de mantener la mayor objetividad posible esnecesario contrastar la evolución del Sistema EléctricoNacional entre finales del Siglo XIX y 1998 con un mí-nimo de regulaciones gubernamentales con los últimos15 años con frecuentes cambios de rumbo, decretos, le-yes, reglamentos, reorganizaciones y emergencias eléctri-cas. En la primera parte es claro que la ausencia deregulaciones y controles se tradujo en una desorganiza-ción y falta de normalización que impedía el desarrollodel sistema eléctrico nacional. La necesidad de normali-zación y reglas claras es una necesidad en un sistemaeléctrico interconectado. La abundancia de decretos y le-yes no es la garantía de un sistema eléctrico confiable,eficaz y con calidad de servicio. Muchos de los indi-cadores nos recuerdan la primera mitad del siglo XX yes necesario que con un gran acuerdo nacional se defi-nan las normas básicas de amplio consenso que lleven ala solución de la crisis eléctrica en que se encuentra su-mida Venezuela. En este sentido se hace necesario pro-ducir, discutir y aprobar un marco regulatorio capaz depermitir el desarrollo del SEN de acuerdo con las necesi-dades y planes de la Nación y de todos sus habitantes.



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Gaceta Oficial 39.372. Designación al Despacho yasignación de funciones como parte de la estructura delMPPEE. 23/02/2010.

Gaceta Oficial 39.374. Aprobación de la estructura fi-nanciera del presupuesto de gastos del MPPEE. 24/02/2010.

Gaceta Oficial 39.414. Reforma del Decreto de crea-ción del MPP para la Energía Eléctrica. 30/04/2010.


Gaceta Oficial 39.421. Creación de la Comisión deContratación del MPP para la Energía Eléctrica. 11/05/2010.

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(NOTAS)1 Vázquez, Jaime A. Un Vistazo Al Sistema Eléctrico Vene-

zolano. Agosto 2001. Consultado 24/07/2013 http://www.sappiens.com/sappiens/comunidades/elecarti.nsf/Un% 20vis-tazo %20a%20la%20historia%20del% 20sistema %20el%C3%A9ctrico%20venezolano/9F0C0ECE2475C08F41256AAE003098F3!opendocument.

2 Coing, Henri. Historia de la regulación eléctrica en Ve-nezuela. Colección Ciencias Sociales y Humanidades. Univer-sidad de los Andes. 2007.

3 Fundación Polar (1997). “Pozo y Sucre, Carlos del (DelPozo, Carlos)” (en español). Diccionario de Historia de Vene-zuela, 2ª Edición, Caracas. Fundación Polar. Consultado el 8de septiembre de 2008. “Enlace del Instituto venezolano deinvestigaciones científicas, con licencia Copyleft.”


4 CAF, Venezuela: Análisis del Sector Eléctrico, Corpora-ción Andina de Fomento, 2004.

5 Lucca, Rafael Arráiz. La Electricidad de Caracas: el de-sarrollo de una empresa de servicios, administrada porcuatro generaciones de gerentes venezolanos (1895), y elpaso a otra de capital y gerencia globalizada (2000). Uni-versidad Católica Andrés Bello, 2006.

6 Coing, Henri. Historia de la regulación eléctrica en Ve-nezuela. Colección Ciencias Sociales y Humanidades. Univer-sidad de los Andes. 2007

7 Coing, Henri. Historia de la regulación eléctrica en Ve-nezuela. Colección Ciencias Sociales y Humanidades. Univer-sidad de los Andes. 2007

8 CADAFE, “Plan Nacional de Electrificación: Informe téc-nico” Corporación Venezolana de Fomento, Electricidad deFrancia, Mayo de 1960.

9 Gaceta Oficial 26060.Creación del Consejo nacional de laEnergía. 11/09/1959

10 Vázquez, Jaime A. Un Vistazo Al Sistema Eléctrico Ve-nezolano. Agosto 2001. Consultado 24/07/2013 http://www.sappiens.com/sappiens/comunidades/elecarti.nsf/Un%20vis-tazo%20a%20la%20historia%20del%20sistema%20el%C3%A9ctrico%20venezolano/9F0C0ECE2475C08F41256AAE003098F3!opendocument

11 Contrato de Interconexión CADAFE-EDELCA-EDC-ENELVEN. 01/12/1988

12 Muñoz R., Alfredo. Fundamentos para la construcciónde un mercado común de electricidad. CEPAL. Serie Recur-sos Naturales e Infraestructura. Santiago de Chile. 2004.

13 Gaceta Oficial 38.736. Reorganización del sector eléctri-co y creación de la Corporación Eléctrica Nacional. 31/07/2007.

14 Gaceta Oficial 39.294.Creación del Ministerio del PoderPopular para la Energía Eléctrica. 28/10/ 2009.

15 Revista Energía e Industria, Enero-Marzo 1.989.

16 CEPAL http://estadisticas.cepal.org/cepalstat/WEB_CEPALSTAT/estadisticasIndicadores.asp?idioma=e.


17 Revista Energía e Industria, Enero-Marzo 1.989.

18 CEPALhttp://estadisticas.cepal.org/cepalstat/WEB_CEPALSTAT/estadisticasIndicadores.asp?idioma=e consulta-do 23/07/2013.

19 CAF, Venezuela: Análisis del Sector Eléctrico. Corpora-ción Andina de Fomento, 2004.

20 Contrato de Interconexión, CADAFE - EDELCA - EDC –ENELVEN, 1° de diciembre de 1988.

21 OPSIS, Boletín Informativo Diciembre 2003.22 Fuente: Informes OPSIS.23 Fuentes: OPSIS, CORPOELEC.

24 Montenegro, Julio. Propuesta Técnico-Conceptual paraun Marco Regulatorio del Sector Eléctrico en Venezuela.Universidad Central de Venezuela. Tesis Doctoral. Caracas2012.

25 Ley de Servidumbre de Conductores Eléctricos. GacetaOficial N° 1 9.382 de fecha 4 de octubre de 1937.

26 Vázquez, Jaime A. Un Vistazo Al Sistema Eléctrico Ve-nezolano. Agosto 2001. Consultado 24/07/2013 http://www.sappiens.com/sappiens/comunidades/elecarti.nsf/Un%20vis-tazo%20a%20la%20historia%20del%20sistema%20el%C3%A9ctrico%20venezolano/9F0C0ECE2475C08F41256AAE003098F3!opendocument

27 CADAFE, Plan Nacional de Electrificación: Informe téc-nico Corporación Venezolana de Fomento, Electricidad deFrancia, Mayo de 1960.

28 Decreto No. 368, el 27 de julio de 1989, donde se esta-blecían las Normas para la Determinación de las Tarifas delServicio Eléctrico.

29 Gaceta Oficial 35.010. Normas para el desarrollo delServicio Eléctrico. Creación de la Comisión Reguladora deEnergía Eléctrica. Creación de FUNDELEC. 21/07/1992.

30 Gaceta Oficial Extraordinaria 4.478. Definición de tari-fas. Creación de factores FACE y FAVI. 19/10/1992.

31 Gaceta Oficial 36.085. Normas para la Regulación delSector Eléctrico. 13/11/1996.


32 Gaceta Oficial 36.791. Ley de Servicio Eléctrico. 21/09/1999.

33 Gaceta Oficial Extraordinaria 5.510. Reglamento Generaldel Servicio Eléctrico. 14/02/2000.

34 Gaceta Oficial Extraordinaria 5.512. Definición de Nue-vas Tarifas. 29/12/2000.

35 Gaceta Oficial Extraordinaria 5.540. Modificación de losparámetros de cálculo para las tarifas. 30/06/2001.

36 Gaceta Oficial Extraordinario 5.568 Ley Orgánica delServicio Eléctrico. 31/12/2001.

37 Gaceta Oficial 37825. Reglamento de Servicio y Normasde Calidad del Servicio de Distribución. 25/11/2003.

38 Gaceta Oficial 38.006. Normas de Calidad del Serviciode Distribución. 23/08/2004.

39 Gaceta Oficial 38.546. Creación de la Empresa Nacionalde Generación. 19/12/2006 .

40 Gaceta Oficial 38.546. Creación del Centro Nacional deGestión del Sistema Eléctrico. 01/12/2006.

41 Gaceta Oficial 38.736. Reorganización del sector eléctricoy creación de la Corporación Eléctrica Nacional. 31/07/2007.

42 Gaceta Oficial 38.785. Reorganización territorial de laCorporación Eléctrica Nacional. 08/10/2007.

43 Gaceta Oficial 39.294. Creación del Ministerio del PoderPopular para la Energía Eléctrica./28/12/2009.

44 Gaceta Oficial 39.298. Creación de una Comisión Inter-ministerial Estratégica para el Sector Eléctrico, exoneracióndel IVA para compras del sector y planes de mejoramientoen la eficiencia .03/11/2009.

45 Gaceta Oficial 39.332. Prohibiciones varias sobre el con-sumo eléctrico como medida de emergencia. 21/12/2009.

46 Gaceta Oficial 39.363. Declaración del estado de emer-gencia sobre la prestación del servicio eléctrico nacional.08/02/2010.

47 Gaceta Oficial 39.364. Exigencia en planes de ahorrorelacionados con vallas publicitarias. 09/02/2010.


48 Gaceta Oficial 39.366. Regulación en la reducción delconsumo eléctrico como medida de emergencia. 11/02/2010.

49 Gaceta Oficial 39.371. Creación del Fondo Eléctrico Na-cional. 22/02/2010.

50 Gaceta Oficial 39.399. Primera prórroga de la declarato-ria del estado de emergencia 08/04/2010.

51 Gaceta Oficial 39.440. Segunda prórroga de la declara-toria del estado de emergencia. 07/06/2010.

52 Gaceta Oficial 39.694. Conjunto de medidas tarifariaspara promocionar el uso eficiente de la energía eléctrica.13/06/2011.

53 Gaceta Oficial 39.372. Designación al Despacho y asig-nación de funciones como parte de la estructura del MPPEE.23/02/2010.

54 Gaceta Oficial 39.374. Aprobación de la estructura fi-nanciera del presupuesto de gastos del MPPEE. 24/02/2010.

55 Gaceta Oficial 39.414. Reforma del Decreto de creacióndel MPP para la Energía Eléctrica. 30/04/2010.

56 Gaceta Oficial 39.421. Creación de la Comisión de Con-tratación del MPP para la Energía Eléctrica. 11/05/2010.

57 Gaceta Oficial 39.573. Ley Orgánica del Sistema y Servi-cio Eléctrico. 14/12/2010.


7. OPORTUNIDADES DE EXPORTACIÓN

7.1. Oportunidades en la Faja del Orinoco

Ing. Diego González

Con respecto a la certificación de las reservas de laFaja, suponiendo que la cifra de Petróleo Original enSitio (POES) es cierta, y que se van a recuperar 255 milmillones de barriles debidamente certificados, el factor derecobro establecido por el gobierno para la FPO resultaen 20% del petróleo que existe en la Faja.

Hemos insistido en que desde el punto de vista técnicoen el caso de la FPO es irrelevante certificar las reservasde la FPO, aplicando factores de recobro que no sonconsistentes con los tiempos de explotación, ni con lainfraestructura de mejoramiento que debe existir paraque esos crudos sean comercialmente explotables. Es de-cir que esos volúmenes de “reservas” que se declaran nocumplen con las Normas del ministerio de Petróleo enmateria de reservas, ni con las Normas internacionalesestablecidas por la Society of Petroleum Engineers(SPE), ni con el World Petroleum Congress (WPC), en-tre otras organizaciones.

La certificación tendría sentido con fines publicitarios(para atraer inversionistas) y financieros (para respaldardeuda). En cualquier caso para la FPO no son las reser-vas lo que habría que validar sino el POES, porque elpetróleo a recuperar, en el caso de este gigantesco cam-po, en el tiempo económico, solo va a depender de las


inversiones en producción y mejoramiento que deseenrealizarse en los próximos 20, 30 o 40 años.

Los mejoradores de Jose suman unos 650.000 barrilesdiarios de capacidad, una simple regla de tres nos indica-ría que harían falta más de 100 mejoradores como losconstruidos en Jose. Los expertos en ambiente puedendecir sí existen en Venezuela las facilidades e infraestruc-tura (tierras, aguas, ubicación para muelles profundos,etc.) equivalentes a Jose, para construir tal número demejoradores. La otra opción, que sería mejorar la mayorparte de la producción en el exterior, implicaría que talesvolúmenes deberían ser exportados en la forma de¡orimulsión! Esto para no hablar de las inversiones quese requerirían por parte de PDVSA y las empresas mixtaspara materializar esos volúmenes.

Otra cifra de interés a considerar es la producción decoque y azufre de los crudos de la FPO. PDVSA en susinformes menciona que las Asociaciones de la FPO pro-ducen unas 14.000 toneladas diarias de coque para unaproducción de crudo de 429.200 barriles diarios. Utili-zando esas cifras como referencia, una producción de17,5 Mb/d de petróleo arrojaría más de medio millón detoneladas diarias de coque; así que nuestros comer-cializadores tendrán un reto para colocar ese coque, asícomo el azufre en los mercados internacionales.

Aceptando la premisa de que la única opción que tie-ne Venezuela para mantener y elevar sustancialmente laproducción en los años por venir (en el largo plazo) es elCampo Faja Petrolífera del Orinoco, el país debe plan-tearse las siguientes cuestiones y hacer las evaluacionestécnico–económicas necesarias para acometer los proyec-tos que se requerirán:

1. Recursos humanos con el know how necesariopara trabajar fast track en todas las actividades y a lavez servir para el adiestramiento continuo de los milesde trabajadores que se requerirán (operadores, técnicos eingenieros);


2. Infraestructura para el apoyo logístico. Estamoshablando de producir varios millones de barriles diariosde petróleo;

3. Infraestructura de producción en el campo paraproducir varios millones de barriles diarios de petróleoextra pesado (plantas de vapor, el gas para la generaciónde vapor y la electricidad para las miles de bombas elec-tro sumergibles, líneas calientes, patios de almacenamien-to en el campo -tank farms-, sistema de diluente para eltransporte a las plantas de mejoramiento - evaluar el mejo-ramiento in situ, etc.);

4. Infraestructura para las plantas de mejoramiento(in situ o a distancia);

5. Producción de millones diarios de barriles de aguasalobre (nunca potable), que deberán ser re inyectados;

6. Producción de toneladas diarias de coque, a las quedebe buscársele mercado, y mientras tanto apropiadoslugares de almacenamiento;

7. Producción de toneladas diarias de azufre a loscuales debe buscársele mercado, y mientras tanto lugaresseguros de almacenamiento para evitar la formación deácido sulfhídrico (H2S ), compuesto altamente tóxico yeventuales lluvias ácidas (referencia).

Lo que está en discusión son asuntos de sumo interés,para la empresas, países y para Venezuela. Entre otroslos aspectos financieros, tecnológicos (patentes de cadaplanta de mejoramiento y diferentes operaciones de pro-ducción, la comercialización de esos crudos (contratoscon refinerías. Por Ley PDVSA sería la comercializadora)y lo laboral. Adicionalmente, se sabe que PDVSA no tie-ne el personal gerencial y supervisorio para operar esoscampos, como ocurre hoy en las Empresas Mixtas)

Valga unas líneas con respecto a la orimulsión. Laorimulsión® es un combustible que se prepara mezclan-


do 70% del bitumen natural, que se produce en el Cam-po Faja del Orinoco en Venezuela, y 30% de agua ysurfactante, lo cual produce una emulsión estable fácil-mente transportable y almacenable. La orimulsión®como fuente de energía para producir electricidad tieneuna serie de ventajas, entre ellas que tiene un valor ca-lorífico similar al del carbón mineral, pero mucho máslimpio. Cuando se quema como combustible en las plan-tas eléctricas tiene muy bajas emisiones de dióxido decarbono (CO2) y dióxido de azufre.

El argumento del gobierno para eliminar laOrimulsión® fue que era mejor negocio mezclar 65% debitumen natural con 35% de crudo Mesa, de 30º API y1% de azufre, para producir y vender un crudo tipoMerey, de 16º API y 2,8% de azufre, que por cierto vaal mercado norteamericano.

¿Cómo pueden argumentar los representantes del go-bierno que vender el bitumen natural en forma deorimulsión®, para un mercado tan especializado, perju-dica a la Nación? Cuando solo va a plantas eléctricas, acompetir favorablemente con el carbón y el gas natural.Por otra parte, las mezclas de bitumen natural con otroscrudos, para producir un crudo pesado de 16º APIcomo piensa venderlo el gobierno, tienen un mercadomuy limitado.

El problema NO debe plantearse en forma de CRUDOMEJORADO vs. ORIMULSIÓN®. La razón es muysimple.

De la decisión de Venezuela de eliminar laOrimulsión® solo se beneficiaron los productores de car-bón y los productores de gas natural a nivel mundial. Ylos perdedores, además de Venezuela serán los países endesarrollo como Guatemala que tenían cifradas su espe-ranza en obtener el combustible más barato para gene-ración eléctrica.


7.2. Oportunidades en materia de Gas Natural

Antecedentes

A casi 14 años de promulgada la Ley Orgánica deHidrocarburos Gaseosos (LOHG) no se ha cumplido conlos mandatos de la misma, hecho que se constata al ver elincumplimiento de los planes de PDVSA en materia de gas.

Recursos y reservas

En el país se han identificado Prospectos Exploratoriosde gas natural del orden de los 196 billones de pies cúbi-cos o tcf (1012), de los cuales se ha estimado que el 50%se ubica Costa Afuera; sin embargo, más recientemente(2010) PDVSA ha publicado un mapa de “ExpectativasCosta Afuera” de por lo menos 108 tcf de gas libre. Encualquier caso, para convertir estos prospectos en reser-vas es necesario acelerar la actividad de exploración ydesarrollo

Un estimado conservador de las reservas de gasnatural de Venezuela

Acorde con el Informe de Gestión de PDVSA 2012,las reservas de gas natural de Venezuela alcanzan los196,4 tcf, de los cuales se estima 167,2 tcf son de gasasociado al petróleo (85,1%) y 29,2 tcf son de gas libre ono asociado (14,9%).

PDVSA estima que las áreas costa afuera somerascontienen recursos por 73 tcf; y las áreas costa afueraprofundas contienen recursos por 74 tcf; y acorde con laBase de Recursos de PDVSA, desde hace muchos años,las áreas tradicionales en tierra contienen recursos por130,7 tcf de gas natural, mayormente asociados a losrecursos de petróleo por explorar. Es decir, que en el paíshay recursos estimados de 277,7 tcf de gas natural, quedeben ser explorados y desarrollados para convertirlos enreservas probadas.


Si le asignamos 30% de éxito a la exploración de esosrecursos para convertirlos en reservas, tendríamos 83,3tcf, que sumadas a las reservas de gas asociado hacién-dolas muy conservadoras (deduciéndole las de inyeccióny las asociadas a los crudos p/xp) que son 88,9 tcf, y lasde 29,2 tcf de gas libre; podríamos hablar conserva-doramente de unos 201,4 tcf de posibles reservas.

En conclusión, para todos los efectos Venezuela tiene“inmensas” reservas de gas natural para satisfacer losrequerimientos del mercado nacional por los próximosaños, y eventualmente industrializarlo para su exporta-ción.

La política en materia de gas

Hoy la política del gobierno no permite el desarrollopleno de la industria de este hidrocarburo. En materia deexploración, producción, industrialización, licuefacción ytransporte del gas natural se decidió que la empresa delEstado tenga la mayoría accionaria y las decisiones entodas las actividades. La política establece que no debeparticipar el sector privado internacional de punta enmateria de licuefacción, transporte y distribución, ya quetodo debe ser realizado por la estatal y por cooperativasestatales. Es política la asociación con empresas estatales,las cuales en su mayoría no tienen la tecnología, losrecursos económicos ni el know-how para acometer losproyectos y negocios, a la velocidad y con el éxito eco-nómico que se necesitan.

Por otra parte, a pesar de la crítica situación de déficitde gas a nivel nacional, se escucha hablar de proyectosfaraónicos como el gasoducto hasta Argentina, o de ungasoducto a América Central y otro a las islas del Cari-be. En cualquier caso, antes de decidir la viabilidad de laexportación de gas, sea por tubería o por vía marítima ycuando se desarrollen sustanciales reservas de gas libre,se necesita de unas políticas de Estado en materia ener-gética, que trasciendan los gobiernos de turno.


Las oportunidades

El gas natural (de aquí en adelante “el gas”) en Vene-zuela tiene supremacía en la matriz energética secunda-ria. Históricamente su producción ha estado asociada alpetróleo, y su uso está dirigido en más de 70% a lasoperaciones petroleras, en especial a la inyección pararecuperación suplementaria de petróleo y gas (y hay dé-ficit de inyección), y el resto va al mercado interno.

Estimados de consumo

En la matriz energética secundaria de Venezuela, parael año 2025 el gas metano presenta un crecimiento del4,87% interanual, para llegar a 7.400 Mpc/d es decir el55% del mercado energético de Venezuela. De ese total elmercado interno de occidente podría consumir el 30%, esdecir unos 2.200 Mpc/d, que puede ser suplido por eldesarrollo de las reservas de Paraguaná, ello sin incluirlos consumos de la industria, que serían cubiertos ma-yormente con la producción de gas asociado en el Lagode Maracaibo y de la Costa Oriental del Lago; el restodel mercado interno, 5.200 Mpc/d, puede ser suplido conel gas Costa Afuera de Oriente y la producción de gasdel Área de Anaco. Para hacer la estimación se usaronlos porcentajes de utilización de 1998, lo que representaun importante desarrollo de todos los sectores, que hastala fecha han estado limitados.

Por otra parte, PDVSA recientemente presentó estima-dos de consumos acumulados hasta el 2023, de los prin-cipales sectores consumidores de gas metano comocombustible, que sumarian unos 45 tcf. Adicionalmente,se incluyen los requerimientos de gas natural para laFaja (9 tcf), y los tradicionales (EyP, PQV, industrial,comercial y residencial -unos 24 tcf también en 11años), lo que resultaría en consumos acumulados de 78tcf, cerca de 19.500 millones de pies cúbicos diarios(Mpc/d). Más detalles en el Cuadro No 1.


Cuadro 1. Requerimientos de gas metano por sector

Requerimientos de gas metano tcf Mpc/d por sectores al año 2023

Eléctrico, por expansión termoeléctricaen 8.400 MW 1 5 3.736,0

Por el aumento de la producción en2,3 Mb/d 1 1 2.739,7

Petroquímico, por aumento en laproducción en 25 Mtma 1 0 2.490,7

Siderúrgico y aluminio, por incrementoproducción en 2 Mtma 6 1.494,4

Refinerías, por incremento de capacidaden 500 mb/d 3 747,2

Requerimientos Faja del Orinoco 9 2.241,6

Total nuevos requerimientos principales como combustible 54 13.449,6

Total requerimientos tradicionalescombustible, EyP y PQV 24 6.000,0

Gran Total de Requerimientos 78 19.449,6

Los nuevos planes, presentados en el Informe de Ges-tión PDVSA 2012, expresan producir 11.947 Mpc/d degas natural para 2019, por lo que habría que producirmás para 2023.

Demanda

Los consumos de los mercados convencionales de gasde Venezuela, incluyendo los de PDVSA, se han estimadoen 19.449,6 millones de pies cúbicos diarios (Mpc/d)para el mediano/largo plazo (año 2030), es decir se lle-garía a consumir 7,1 tcf anuales, que en 17 años suma-rían 120,7 tcf, lo que deja oportunidades paraindustrializar los 131,2 tcf restantes de las reservas antesestimadas, una cifra considerable.


Industrialización

Además de cualquier proyecto de gas natural líquido(LNG), se presentan oportunidades para acometer pro-yectos de producción de dimetil éter (DME) que es unexcelente aditivo para el diesel que se consume tanto enEuropa, como en el transporte pesado de todo el mundo;así proyectos para convertir gas natural a líquidos combus-tibles (GTL), incluida gasolinas y jet fuel (combustible deaviación); y proyectos de metanol a gasolina (MTG)1,2.

Inversiones

Hoy se han desarrollado plantas de GTL muy peque-ñas, que procesan desde 5 Mpc/d de gas natural paraproducir 500 b/d de gasolina, con inversión de 40 millo-nes de US$ y costos de operación anual de 200 MUS$3,es decir, cifras manejables para pequeños productores yprocesadores venezolanos o extranjeros que quieran in-vertir en Venezuela, y estén en libertad de comercializar-los en Venezuela, en sus propias estaciones de servicio yconveniencia si es su decisión, a precios cercanos a losinternacionales o exportarlos al país que deseen, sin tra-bas ni restricciones.

Al final cada productor o procesador hará sus econo-mías para acometer los respectivos proyectos, cuya licen-cia o permiso solicitará ante un Ente regulador a crear-se, o entrar a través de las rondas que éste invite.

Resumiendo, es necesaria una apertura para desarro-llar e industrializar los recursos de gas natural de Vene-zuela, y la vigente Ley Orgánica de Hidrocarburos Ga-seosos (LOHG) lo permite. Paralelo a esta apertura nor-mativa, deben producirse cambios legales en materiacambiaria, expatriación de capitales, ley del trabajo, entreotros aspectos; única forma de atraer a los inversionistasnacionales e internacionales, las tecnologías y los recur-sos humanos necesarios para monetizar esas reservas,sin estos cambios será difícil desarrollar e industrializarlos recursos de gas natural.


CONCLUSIÓN

La industria del gas natural en Venezuela, incluida suindustrialización con el desarrollo de la industria petro-química, no será posible si no hay un ambiente de libremercado, de respecto a la propiedad privada y a la liber-tad económica.

Las reservas probadas de petróleo en las áreas tradi-cionales suman 40.599 millones de barriles (no incluyeel crudo de la Faja), que contienen 138 tcf de gas asocia-do. De estos volúmenes apenas están desarrollados el21,57% de esas reservas, y de las de gas natural PDVSAinforma que solo el 20% están desarrolladas. Datos adi-cionales en las Tablas anexas.

Estas reservas de gas natural asociado no desarrolla-das tienen tres oportunidades para desarrollarse: 1) pro-ducir las áreas asociadas a los más de 17.000 pozos queestán inactivos, pero que según la clasificación del minis-terio de Petróleo son capaces de producir. Esos pozoscontienen esas reservas desarrolladas y no desarrolladasy sería cuestión de producirlas reemplazando esos pozosinactivos por pozos nuevos con nuevas tecnologías deperforación y terminación; 2) aumentar el factor de re-cobro de las áreas tradicionales. PDVSA ha informadoque el de factor de recobro actual está en el orden pro-medio de 15,45% (30,23% crudos C/L/M y 11,05% cru-dos P/XP), mientras que el promedio mundial alcanza el40%; y 3) otorgar en licencias las áreas donde hoyPDVSA produce bajo la figura de “esfuerzo propio”; enestas áreas la estatal conservaría su porcentaje accio-nario mayoritario (51% según la LOH), pero dejaría quesea el sector privado quien las produzca y comercialice,con plena independencia gerencial y financiera. Adicio-nalmente hay la oportunidad de incrementar sustan-cialmente la producción de gas en el mediano plazo,procediendo a otorgar en licencias los más de 600 pros-pectos exploratorios identificados desde hace muchosaños con recursos de 44 millardos de barriles de petró-


leo, con 131 tcf de gas natural asociado. Así tambiénproceder a la exploración y eventual desarrollo aceleradode los recursos costa afuera, contentivos de más de 140tcf de gas natural, mayormente no asociados.

PROPUESTAS CONCRETAS

En materia de gas natural, como parte de una políticapública de Estado en materia de energía, es necesario eindispensable definir asuntos importantes como:

1. Hacer cumplir en toda su extensión la Ley de Gasvigente, en especial en lo referente a la eliminación delmonopolio estatal en todas las actividades. También debepermitirse al sector privado nacional e internacional queparticipe vigorosamente en toda la cadena del negociodel gas y sus componentes, para lo que hay que promo-ver la más amplia participación del sector privado nacio-nal e internacional en toda la cadena del negocio del gasy sus componentes.

2. Es necesario incrementar el otorgamiento de licen-cias de exploración y explotación en las áreas costa afue-ra, que es donde están las mayores expectativas paraaumentar las reservas de gas.

3. Es necesario reactivar la mayoría de las áreas don-de están los cerca de 20.000 pozos de petróleo actual-mente cerrados, reemplazándolos con pozos con nuevastecnologías, que pueden producir suficiente gas asociado,para abastecer el mercado interno, mientras entra laproducción costa afuera.

4. Definir los precios y tarifas para los diferentes ener-géticos. Es sabido que los precios del gas, la gasolina, elfuel, el diesel, la electricidad y el GLP están subsidiados.Ello hace que se le dé mal uso a todos ellos en el país,en especial al gas natural.

5. Sincerar la política de subsidios para productores yconsumidores. Es necesario que esas políticas vayan di-


rectamente a los que realmente necesiten el subsidio, yno a toda la población como ocurre hoy.

6. Devolverle al ente de gas (ENAGAS) su autonomíafuncional, y en una reforma de la Ley hacerlo verdade-ramente autárquico como los entes reguladores de Co-lombia, México y Brasil.

7. Decidir cuál debe ser la matriz energética deseablepara el mercado interno nacional. Aunque hoy el gasmetano representa el 42% de los consumos primarios deenergía, todavía el consumo de líquidos derivados del pe-tróleo y el gas es alto (26%) y parte podría ser reempla-zado por gas natural y por otras fuentes de energía, enespecial los biocombustibles y la energía solar. Inclusivepor Orimulsión.

ANEXOS

PROBADAS DESARROLLADAS

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Maracaibo/Falcón 19.986 4714 23,59

Barinas/Apure 1.191 240 20,15

Oriental (sin FPO)* 19.020 3.804 20,00

Carúpano 402 0 0,00

Total 40.599 8.758 21,57

* Las reservas desarrolladas en Oriente se estimaron en 20%


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7.3. Oportunidades de exportación de deriva-dos del petróleo y del gas natural

Del petróleo se obtienen diversos productos terminadospara el sector transporte (gasolina de aviación, gasolinaautomotriz y diésel) industrial (gas doméstico, aceite decalefacción y residuales) y algunas especialidades comolubricantes y asfaltos.

Adicionalmente se produce materia prima o productosintermedios para el sector petroquímico: gas de refinería,nafta y gasóleo que sirven para elaborar benceno,tolueno, xileno, etilenos, propileno, butadieno y butileno,que son petroquímicos básicos. Del gas natural se obtie-ne metano con el cual se elabora metanol y amoníaco(petroquímicos básicos) y líquidos del gas natural: etano,propano, butano y condensados los cuales se utilizanpara elaborar etileno, propileno, butadieno y butileno(petroquímicos básicos).

Con los petroquímicos básicos se elaboran más de unveintena de productos petroquímicos intermedios entreellos: acrilonitrilo, cloruro de vinilo, etanol, etilbenceno,polietileno, polipropileno y urea; y de éstos, otra veintenade grupos de productos petroquímicos finales como:adhesivos, colorantes, explosivos, fármacos, fertilizantes,plaguicidas, refrigerantes y resinas, útiles para otras in-dustrias y diversas actividades económicas.


7.3.1. Oportunidades de exportación deproductos de refinación de petróleo

Ing. Elizabeth Cruz

Actualmente, la situación de la Industria Petrolera Ve-nezolana no permite desarrollar Planes de Negocio Estra-tégicos y Comerciales orientados hacia la maximizacióndel valor agregado y captura de oportunidades. El parquerefinador de la industria se ha deteriorado significati-vamente y da muestras continuas de inestabilidad en lasoperaciones, no permitiendo cubrir la demanda de pro-ductos del mercado interno y mucho menos ofrecer pro-ductos de calidad y de manera confiable al mercadointernacional. Las oportunidades que podrían aprove-charse en estas condiciones son las que ofrece un análi-sis comparativo de las opciones de colocación para losproductos disponibles en un momento dado, una orienta-ción totalmente de corto plazo y que no garantiza lamaximización del valor del paquete de exportación deproductos.

La evaluación del mercado internacional incluye elanálisis de las tendencias y proyecciones a mediano ylargo plazo de la oferta y demanda de cada producto:gasolinas, jet de aviación, destilados, lubricantes, resi-duales y asfalto, considerando las especificaciones de ca-lidad para cada destino y sector potencial a penetrar, elanálisis de las ventajas competitivas que ofrecen produc-tos desde Venezuela (geográficas, calidad, seguridad desuministro, entre otros) y la identificación de los merca-dos potencialmente rentables.

Esta información se utiliza en la elaboración delPlan de Negocios, incorporando las inversiones rentablesque se requieren en las refinerías para adecuar los pro-


ductos a las calidades que exige los mercados que pre-viamente se han identificado como atractivos económica-mente, se determina la base recurso a comercializar acorto mediano y largo plazo: volumen y calidad de pro-ductos (en el caso de Petróleos de Venezuela, volúmenesdisponibles luego de cubrir la demanda del mercado in-terno). Finalmente, se desarrollan las estrategias comer-ciales que permitan capturar esos mercados de manerarentable.

Las proyecciones de la demanda de agencias especiali-zados muestran un crecimiento en el mediano y largoplazo. Los productos del petróleo continuarán cubriendogran parte de la demanda de energía, sobretodo en lossectores transporte e industrial.

En los próximos años el crecimiento global de la de-manda de hidrocarburos se concentrará principalmenteen China e India, siendo el sector transporte (destinopara gasolinas, destilados y gasolina de aviación) uno delos sectores que más crece en el mediano y largo plazo.Sin embargo, la posición geográfica de Venezuela limitala colocación de productos a niveles competitivos en for-ma estructural, aun cuando se puedan aprovechar opor-tunidades puntuales.

La demanda de productos terminados en Latino-américa (principalmente México, Chile y Brasil) y Caribese proyecta en crecimiento a mediano y largo plazo yrepresenta un destino que podría ser atractivo para pro-ductos desde Venezuela, compitiendo con productos colo-cados desde Estados Unidos lod cuales se ajustan a lasexigencias de calidad y son de suministro confiable.

Las oportunidades para colocar productos en el mer-cado internacional continuarán existiendo, pero en unmercado cada vez más competido y entonces requierenanálisis sólidos, estrategias claras y preparación operacio-nal adecuada para capturarlas de forma rentable.


CONCLUSIONES

Para lograr maximizar el valor de los productos ex-portados desde Venezuela, se requiere definir las estrate-gias y políticas comerciales basadas en el análisis de lascondiciones del mercado internacional y de competidoresa corto y mediano plazo, de la base del recurso disponi-ble para comercializar y niveles de precios entre otras.

RECOMENDACIONES

La Industria Petrolera Nacional debe retomar laorientación de negocio y de maximización de valor. Debedesarrollar planes y estrategias, que entre otras cosas,permitan las inversiones necesarias en el parque refi-nador para manufacturar los productos que se requierenen el mercado interno, adecuar calidades de productospara los mercados de exportación más rentables y desa-rrollar ventajas competitivas versus otros actores delmercado.


7.3.2 Oportunidades para la industriapetroquímica venezolana

Ing. Eduardo Praselj

Venezuela ha sido percibida tradicionalmente como unpaís de alto potencial petroquímico, sobre la base de unconjunto de ventajas comparativas y competitivas. Poruna parte, materias primas abundantes y a precios com-petitivos (gas natural y corrientes de refinación) y dispo-nibilidad de infraestructura industrial (complejos petro-químicos y puertos y terminales especializados). Por otra,una ubicación geográfica favorable respecto a los princi-pales mercados y acceso libre o preferente a los merca-dos de América Latina, en razón de acuerdos comercialesen el marco de ALADI y de la Comunidad Andina. Todoello aglutinado por un consenso nacional sobre la impor-tancia y prioridad del sector.

La industria petroquímica se inició en el país a media-dos de la década de los años 50 del siglo XXI, estimula-da por la participación del Estado con el fin de apoyar laagricultura, la industria manufacturera y la salud. En1956 se creó el Instituto Venezolano de Petroquímica(IVP), responsable de canalizar todas las iniciativas delEstado en el área, y comenzó el desarrollo del complejopetroquímico de Morón, estado Carabobo, cuyas prime-ras plantas de fertilizantes y químicos industriales inicia-ron producción en 1963. A la par de sus propias acti-vidades, el Estado reconoció la importancia y utilidad dela participación del sector privado mediante la promo-ción desde mediados de los años 60 de empresas mixtas,asociaciones público-privadas para desarrollar proyectosespecíficos. Aun cuando el marco jurídico existente per-mitía la participación del sector privado en cualquier es-labón de la cadena productiva, hubo una clara dife-renciación de roles: el Estado se encargó de construir la


infraestructura y proveer materias primas, construir yoperar las plantas básicas, consideradas como estratégi-cas para el país.

En los 10 años comprendidos entre 1965 y 1975, elIVP construyó la segunda generación de plantas deMorón, desarrolló el complejo petroquímico de El Ta-blazo, estado Zulia, y constituyó las primeras ocho em-presas mixtas con socios privados nacionales y extran-jeros. Mientras que en Morón se utilizaba gas naturalcomo materia prima, en El Tablazo se utilizaban, ade-más, como materias primas los componentes licuablesdel gas. Al final de ese período la capacidad instalada enel IVP y las empresas mixtas era de 4,1 millones detoneladas métricas anuales (MMTMA) y las inversionesacumuladas sumaban 3.000 millones de dólares (MM$).

El IVP colapsó en 1977. Las pérdidas acumuladas ex-cedían los 1.200 MM$ y la utilización de la capacidadinstalada era muy baja. Las principales causas fueron lafalta de continuidad administrativa, exceso de personal,plantas sin flexibilidad operativa y la obligación de asu-mir el subsidio a los fertilizantes como parte de los costos.

El Ejecutivo encomendó a Petróleos de Venezuela(PDVSA) la recuperación de la petroquímica. El subsidioa los fertilizantes fue segregado de las actividades y elEjecutivo asumió el saneamiento financiero. El IVP setransformó en Pequiven, que pasó a ser filial de PDVSAy se acometió la recuperación, que culminó en 1983cuando Pequiven alcanzó resultados financieros positivos.PDVSA asignó personal a Pequiven, se implantaron siste-mas administrativos y financieros y se contrató asisten-cia técnica para las plantas.

Concluida la recuperación se acometió la expansión dela industria, que abarcó el período 1987 a 2000. Lasinversiones sumaron 5.300 MM$ (3.900 MM$ en plan-tas y 1.400 MM$ en infraestructura) y se amplió la ca-pacidad en 6,4 MMTMA. Se desarrolló la infraestructuradel complejo petroquímico de Jose, estado Anzoátegui; se


construyeron 12 plantas nuevas en los distintos comple-jos; se ampliaron plantas existentes y servicios industria-les; se completaron cadenas de producción; se consti-tuyeron nueve empresas mixtas; se desarrollaron empre-sas comercializadoras y se acometió la producción depetroquímicos (aromáticos) en la refinería de El Palito,estado Carabobo. El resultado global del esfuerzo de 1965a 2000 es la fabricación de más de 40 productos, conuna capacidad instalada de 11 MMTMA.

Las primeras plantas de este proceso de expansión, aligual que las construidas por el IVP, fueron concebidasesencialmente para abastecer el mercado interno y te-nían por ende capacidades muy inferiores a las mundia-les, altos costos de producción y requerían el apoyo deprotecciones arancelarias, en línea con la política econó-mica vigente en aquella época.

En cambio, bajo el impulso de la apertura de la eco-nomía del país y la necesidad de generar ingresos endivisas, las plantas diseñadas y construidas a partir deinicios de los años 90 eran de tamaño mundial, con cos-tos competitivos en términos internacionales y orientadashacia la exportación o que al menos podían exportaruna fracción significativa de su producción. La petro-química venezolana pasó así de ser un exportador mar-ginal y ocasional a ser un exportador importante ypermanente. A título de ejemplo, en el período 1997-2001las exportaciones representaron 47% del valor de las ven-tas, fracción que ha disminuido desde entonces debido ala combinación de una menor producción y de creci-miento del mercado interno.

Hasta la fecha, la participación del sector privado hasido esencialmente como socios en las empresas mixtas yhay sólo un número muy limitado de empresas petro-químicas 100% privadas. La naturaleza de la participa-ción de los socios privados en las empresas mixtas havariado con el tiempo: en la época de la economía cerra-da y protegida, los socios privados nacionales aportaban


capacidad gerencial, conocimiento del medio y en algu-nos casos redes de comercialización y distribución, mien-tras que los socios extranjeros eran en general losproveedores de tecnología, que habían tomado pequeñasparticipaciones accionarias mediante la reinversión de losmontos percibidos por las licencias y apoyaban la conti-nuidad operacional y la calidad de los productos. Alabrirse la economía y aumentar significativamente el ta-maño de las plantas y el monto de las inversiones, lossocios extranjeros pasaron a jugar un papel más activoen los negocios, tanto en calidad de inversionistas comode operadores y comercializadores, mientras que el papelde los socios privados nacionales se redujo en muchoscasos al de accionistas pasivos.

El modelo de transformar el gas natural y sus compo-nentes licuables en productos petroquímicos en plantasde tamaño mundial y con una fuerte orientación haciala exportación resultó exitoso y parecía que podía repe-tirse, incorporando más plantas para aprovechar oportu-nidades de mercado. Así, en el período 2000 a 2010 seconstruyeron nuevas plantas en el complejo de Jose, queen esencia correspondían a este esquema.

Sin embargo, en años recientes han ocurrido trescambios importantes que pueden afectar las oportunida-des de desarrollo futuro de la petroquímica en Venezuelay las posibilidades de generar nuevas corrientes de expor-taciones.

En primer lugar, la ventaja comparativa que represen-taba tener una amplia disponibilidad de gas asociado aprecios competitivos ha desaparecido o, en todo caso,está muy mermada. Ha habido un cambio drástico en elbalance oferta-demanda de gas en el país, derivado deuna disminución de la producción bruta de gas asociadoy de la necesidad de reinyectar volúmenes crecientes degas para mantener la presión en los yacimientos de pe-tróleo, unido al crecimiento de la demanda de otros sec-tores, como el eléctrico. De una situación excedentaria se


pasó a un equilibrio precario y luego a un déficit en elbalance, que se traduce en limitaciones no sólo paranuevos proyectos petroquímicos sino también para lasplantas existentes. Al no existir un excedente significati-vo de gas asociado no es posible basar proyectos exclusi-vamente en gas asociado y sería necesario complementarla oferta con fuentes de gas no-asociado que habría quedesarrollar. En todo caso, estas nuevas fuentes de gasserían de mayor costo y la ventaja comparativa seríamenor, aun cuando pudiera ser suficiente para estimularinversiones.

En segundo lugar, el desarrollo de tecnologías paraexplotar fuentes no-convencionales de gas, como el gasde esquistos, ha introducido cambios radicales en los ni-veles de precios internacionales del gas y en la compe-titividad relativa de las distintas materias primas petro-químicas. Mientras que los precios, en equivalente ener-gético, del petróleo y el gas natural fueron tradicional-mente de un nivel similar, la incorporación de las nue-vas fuentes se ha traducido en la ruptura de la sincro-nía entre los precios de ambos productos y en paísescomo Estados Unidos el precio del gas, en equivalenteenergético, es hoy en día la cuarta parte del precio delpetróleo. Ello ha cambiado la competitividad relativa dela producción de petroquímicos básicos –en particular lasolefinas- y ha ocasionado modificaciones importantes enlas estrategias de producción, comerciales y de inversiónde muchas empresas petroquímicas. Sobre todo, ha au-mentado el atractivo de invertir en petroquímica en Es-tados Unidos, en detrimento de oportunidades en desa-rrollo en América Latina, y permitirá a las empresas ba-sadas en ese país atacar los mercados de la región, endetrimento de las empresas locales.

En tercer lugar, en Venezuela ha cambiado el marconormativo de la actividad petroquímica. Tradicionalmen-te, el sector había estado abierto a la participación delsector privado, tanto nacional como extranjero, en todoslos eslabones de la cadena productiva, aun cuando el


Estado, por intermedio del IVP y luego de Pequiven, ha-bía asumido inicialmente la construcción de plantas yproducción de petroquímicos básicos. Sin embargo, en elproceso de expansión mencionado esta realidad fue cam-biando progresivamente, hasta el punto de existir partici-paciones importantes del sector privado en empresasmixtas fabricantes de productos básicos. En 2009, sepromulgó la Ley Orgánica de Desarrollo de las Activida-des Petroquímicas (LODAP), que reserva al Estado partede la actividad y limita o condiciona la participación delsector privado, al obligar que en las nuevas asociacionesel Estado tenga mayoría accionaria y control. Además, laausencia de definiciones reglamentarias crea incertidum-bre sobre la situación de algunas empresas mixtas exis-tentes, donde el Estado no tiene mayoría accionaria.

Esta reserva, inspirada en los términos de la reserva alEstado de la industria de los hidrocarburos, limita elatractivo de las inversiones y, además, es una barrerapara apalancar los recursos del Estado con aportes delsector privado y obligaría a éste a participar en activida-des que no desea o no tiene los recursos para ello. Losobjetivos a que aspira el Estado con la LODAP (protec-ción de la soberanía, seguridad de suministro en sectorescríticos y promoción de un desarrollo nacional equilibra-do) se pueden lograr sin la reserva pues el Estado tieneel control del suministro de casi todas las materias pri-mas de la petroquímica (gas natural y corrientes derefinación) y la infraestructura de los complejos petro-químicos. Además, puede acometer proyectos propios ensectores específicos si resulta necesario.

CONCLUSIONES

En una perspectiva de mediano y largo plazo, el desa-rrollo petroquímico tendrá legitimidad económica y so-cial en la medida en que logre agregar valor a loshidrocarburos más allá de su utilización como combusti-bles; manufacturar productos a precios competitivos que


puedan ser exportados o transformados ulteriormente enel país; generar cadenas de valor en el país propiciandola instalación de industrias aguas abajo; generar empleose ingresos en divisas que contribuyan a diversificar laeconomía del país; generar impactos positivos en las co-munidades en las cuales realiza sus operaciones y garan-tizar operaciones seguras y sustentables desde el puntode vista ambiental.

La petroquímica será una oportunidad de desarrolloindustrial que sólo podrá materializarse si los proyectosse basan en ventajas comparativas reales, que permitangenerar ventajas competitivas, y se logra construir unconsenso nacional sobre su importancia y beneficios parael país, que la dote de la legitimidad social necesariapara su crecimiento.

RECOMENDACIONES

Es necesario reexaminar la situación y validar algunaspremisas que orientaron los planes petroquímicos en elpasado para poder formular estrategias y conformar car-teras de proyectos. Esto en un contexto que parece másdifícil que en el pasado, posiblemente con menores ven-tajas comparativas y con un acceso más difícil a losmercados de exportación.

Construir un consenso nacional que permita la formu-lación de políticas de estímulo claras; la evaluación claray objetiva de los aciertos y errores del pasado; la disposi-ción de asignar recursos para construir la infraestructuranecesaria; la decisión de hacer inversiones en el sectorpetrolero para asegurar la disponibilidad de materias pri-mas; propiciar mecanismos donde participe la poblacióny se beneficie de la actividad; llevar el consenso a losniveles municipales y comunitarios y, finalmente, preversus impactos ambientales y actuar en consecuencia.

Desarrollar algunas políticas específicas relativas al su-ministro de materias primas, donde es necesario garanti-


zar la continuidad y calidad del suministro mediantecontratos de largo plazo, con fórmulas de precios quereflejen las realidades del mercado internacional y lasventajas de Venezuela como país productor de hidrocar-buros. Igualmente, se requiere el desarrollo de infraes-tructura industrial específica (complejos petroquímicos,terminales portuarios y servicios industriales).

Prestar especial atención al contexto para invertir enel sector. Esto incluye la revisión y eventual modifica-ción del marco legal, en particular en lo relativo a lareserva, la redefinición de los campos de actuación delsector público y privado y la definición de esquemas deasociación y, finalmente, el acceso al financiamiento,que en muchos casos condiciona o determina la viabili-dad de los proyectos.


7.3.3. Oportunidades de exportación de laindustria química

Ing. Alfredo Viloria e Ing. Gustavo Carrero

La estructura de la industria química nacional es lasiguiente: 15 empresas de naturaleza petroquímica dedi-cadas a olefinas, resinas termoplásticas, petroquímicos einorgánicos básicos y fertilizantes, el segundo grupo deempresas engloba 26 dedicada a la química intermedia,donde se elaboran, productos orgánicos e inorgánicos di-versos, y fibras sintéticas y artificiales y finamente unaserie de empresas de química diversa (más de doscientas)dedicadas al producción de resinas auxiliares, plasti-ficantes, y especialidades.

Del PODE 2009-2010, se obtienen los siguientes da-tos (5):

Algunos indicadores de Pequiven al 2010:

o Producción neta: 2411 mtm;

o Ventas totales en MMBs: 4.787, de los cuales el 24% fue a mercados de exportación;

o Fuerza hombre efectiva: 4.749;

o Productividad ( tm/hombre): 508.

Para las empresas mixtas fueron:

o Producción neta: 5996 mtm;

o Ventas totales en MMBs: 8.340, de los cuales el38% fue a mercados de exportación;

o Fuerza hombre efectiva: 2.838;

o Productividad (tm/hombre): 2.102.


La producción bruta consolidada en miles de toneladasmétricas (mtm) fue de: 1195 Complejo Ana María Cam-pos, 1062 Complejo Morón, y 154 Refinería El Palito.

o Los productos principales en mtm, de cada una deestas empresas fue:

o El Complejo Ana María Campos, Etileno: 345,Propileno: 139, y Urea: 103.

o El Complejo Morón, Ácido sulfúrico: 341, Fertili-zantes: 243, Amoniaco: 136 y Urea: 114

o La Refinería El Palito: Nafta refinada: 92, Benceno,Tolueno y Xileno (BTX) = 66.

En Venezuela el sector Químico-Petroquímico estáconstituido por 300 empresas y éstas durante el año2012 emplearon 21.000 personas, procesaron 1.800 quí-micos diferentes, realizaron ventas al mercado internopor 4.883 MM$, exportaciones de 1.726 MM$ e importa-ciones del orden de 5.269 MM$. De estos totales,Pequiven y las empresas mixtas vendieron 3.372 MM$,de los cuales 1.417 MM$ por concepto de exportacionesy, el resto de las empresas químicas obtuvieron ingresospor ventas de 1.510 MM$ y de estos 309 MM$ por con-cepto de exportaciones, El 15% de las empresas generanel 85% del valor de la producción e impactan con el 11%del PIB manufacturero, con ventas de 4,88 millardos dedólares en 2012.

Las empresas del sector en referencia exportaron 190productos donde, 15 de estos representan en valor el 98%del ingreso; en orden de importancia son: Metanol, Urea,Solución Amoniacal, Propileno, Etilenglicol, Dodecilben-ceno, Negro Humo, Benceno, Mezclas de Alquilbenceno,Carburo de Silicio, PVC sin plastificar, Tripolifosfato deSodio, Caucho con adición de Negro Humo o Sílice, Her-bicidas, Peróxido de Hidrogeno.

Por otra parte, importaron 1003 productos y de éstos21 pesan en valor el 32% del gasto, siendo los de mayorimportancia: Mezclas de NPK, Enzimas, Mezclas


Odoríferas, PET, Grasas/Aceites modificados química-mente, Etileno, P-Hidroxibenzoato de Metilo, cauchoestireno-butadieno SBR, Detergentes y Dispersantes, otrasEnzimas y sus concentrados, Alcoholes Láurico, Cetílicoy Estearílico, Cloruro de Potasio, reactivos para diagnós-ticos o laboratorios, pigmentos y compuestos a base deDióxido de Titanio y Polipropileno.

La balanza comercial volumétrica fue positiva en1.549 TM pero, negativa en valor en 3.543 MM$ siendoimportante resaltar que las exportaciones tuvieron unvalor promedio de 444 $/TM y las importaciones costa-ron en promedio 2.250 $/TM. La relación porcentual delas Exportaciones/Importaciones por región fue la si-guiente: América Latina 42/37, Norteamérica 37/36, Eu-ropa 18/16 y Asia 0.8/10.

Periódicamente ASOQUIM realiza encuestas de co-yuntura entre las 156 empresas asociadas en este gremiolo que les permite monitorear las variables que afectanal sector. La última de estas encuestas se realizó en el 2o

Trimestre del 2013, participaron 47 asociados y se obtu-vieron los siguientes factores como elementos que limi-tan la producción y/o la comercialización de sus pro-ductos, en orden de importancia son: Acceso MateriaPrima Nacional, Acceso a Divisas, Logística Portuaria,Certificados de no Producción, Incertidumbre Político-Institucional, Legislación Laboral, Control de Precios,Burocracia, Acceso al Mercado de Exportación MarcoLegal Regulatorio del Sector, Transporte e Infraestructu-ra, Impuestos, Limitación de Maquinarias/Equipos, De-manda Nacional, Requerimientos Financieros, Mano deObra Calificada, Competencia de Productos Importados,Exceso de Oferta, Montos Autorizados en CNPN

Estas limitaciones coyunturales han originado que lasempresas del sector no estén utilizando el 100% de suscapacidades nominales instaladas y las importaciones deproductos químicos y petroquímicos se hayan disparadode 1.134 MM$ en el 2003 a los 5.269 MM$ antes indica-dos en el 2012, un 365%.


RECOMENDACIONES

Analizar las variables que afectan al sector y concretarcon el Ejecutivo un plan de desarrollo de la industriaquímica nacional.

Realizar los estudios de factibilidad técnico-económicapara manufacturar algunos del millar de productos im-portados para sustituir importaciones y posibilitar su ex-portación. Acelerar los proyectos de producción de gasnatural y líquidos de éste, lo que permitirá desarrollarproyectos de escala mundial para producir petroquímicosbásicos.


Almanssor, A. (2008). Planning of Petrochemical In-dustry under Environmental Risk and Safety Consi-deration. Thesis Master Degree University de Waterloo.Ontario, Canadá.

ASOQUIM (2013). Cifras del Sector Químico-Petroquímico 2012.

ASOQUIM. (2013). II T. Encuesta de Coyuntura.

Biomorgi, J., y A. Viloria. (2012). La Industria Quí-mica en Venezuela e Iniciativas para Nuevos Desarrollosen Materia de Energía y Ambiente. Centro Nacional deTecnología Química, JIFI. Facultad de Ingeniería. UCV.

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Hindman, M. (2010). Methanol To Gasoline (MTG)Technology. An Alternative for Liquid Fuel Production.Exxon Mobil Research & Engineering (EMRE). WorldCTL Conference. [Presentación en línea] Disponible en:http://www.exxonmobil.com/apps/refiningtechnologies/files/conference_2011.1204.MTG_World_CTL.pdf.

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(NOTAS)1http://www.exxonmobil.com/apps/refiningtechno

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Technologies/files/sellsheet_09 _mtg_ brochure. pdf3 http://www.epa.gov/gasstar/documents/workshops/

2012-annual-conf/fleisch.pdf.


8. RECUPERACIÓN DE LA SEGURIDAD YLA CONFIABILIDAD OPERACIONAL DE

LAS REFINERÍAS DE VENEZUELA

Ing. Juan Luis Martínez y

Dr. Ing. Francisco Javier Larrañaga

Antecedentes

Durante la última década las refinerías en Venezuelahan tenido problemas operativos en sus plantas comoconsecuencia de una serie de accidentes fatales y dañosa las plantas, indicativos de una falta de efectividadgerencial y desconocimiento de las acciones correctivas ypreventivas que requieren las plantas de complejidad téc-nica, a corto y largo plazo. Las pérdidas han sido enor-mes. Con el solo renglón de la gasolina que se consumeen el mercado interno, de la cual se ha importado hasta120.000 barriles diarios durante largo tiempo, estimán-dose conservadoramente la pérdida en más de $5.000.000diarios.

Obviamente hay urgencia en atender este problema,no solo por razones económicas, pero de más importan-cia, para evitar la pérdida de vidas humanas, daños a lasinstalaciones y al ambiente. En tal sentido la asociacióncivil Centro de Orientación en Energía (COENER) hapropuesto un plan de acción de Corto y Mediano plazo(Cornieles et al, 2012), para lograr los siguientes objeti-vos en el sistema nacional de refinación:

o SEGURIDAD: Que no ocurran daños al personal,instalaciones y/o ambiente.

o CONFIABILIDAD: Continuidad operativa y du-ración de los activos;


o EFICIENCIA: Aumentar el Valor EconómicoAgregado (Mayor producción, menor costo).

Accidentalidad y baja Confiabilidad Operacio-nal del Sistema de Refinación de Venezuela encifras

El Comité de Manufactura del Centro de Orientaciónen Energía, COENER, emitió en Abril del presente añoun comunicado (COENER; 2013), en el que documentala cantidad de eventos clasificables como accidentes in-dustriales (explosiones, incendios, derrames, fugas, fallasoperacionales, eventos acuáticos e incidentes varios) en lasinstalaciones petroleras bajo control de PDVSA, así comolas visiblemente desmejoradas condiciones operativas delCircuito Refinador Venezolano, expresando su posicióncrítica, tanto técnica como gerencial, relacionada conesta situación, por demás preocupante.

Al respecto exponen la información relevante recogidaen diferentes medios de información, tales como la Pren-sa Nacional y Regional, los Sindicatos Petroleros y laAsociación Civil Gente del Petróleo (2012), de la cualconfirman que entre los años 2003 y 2012, hubo unamayor ocurrencia de eventos cada año, tal como semuestra en la Figura 1.

Entre los eventos reseñados por estas fuentes, los másrelevantes permiten estimar una cifra extraordinariamen-te elevada, de alrededor de 123 personas fallecidas (inclu-yendo las 42 oficialmente reportadas por PDVSA en elaccidente ocurrido el 25 de agosto de 2012 en la Refine-ría de Amuay) y una cantidad muy superior de lesiona-dos con diferentes grados de afectación, así como unexagerado número de irregularidades operacionales atodo lo largo de la cadena de valor del negocio petrolerobajo responsabilidad de PDVSA.

COENER (2013) ha insistido en el reporte de datosdisponibles en fuentes de acceso público, como los ya


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señalados, así como de fuentes internacionales de empre-sas operadoras petroleras de otros países de la región yde organizaciones técnicas dedicadas a la recolección deeste tipo de información para sus análisis comparativos.Los gráficos que siguen a continuación muestran los di-ferentes indicadores utilizados internacionalmente parareflejar la gestión de empresas en lo referente a laaccidentalidad y severidad en sus operaciones, y en losmismos se constata la deplorable e intolerable situaciónque arrastra PDVSA en materia de seguridad.

El primero de ellos, nos muestra las variaciones entrelos años 2007 y 2011 del Índice de Frecuencia Neta4

con la que se presentan accidentes que ocasionaron pér-dida de tiempo de labor.

En la Figura 2 se muestra el indicador que refleja lacantidad de días perdidos debido a la ocurrencia de laaccidentalidad reportada.

En estas figuras se hace evidente que en PDVSA sesupera escandalosamente, no solamente el promedio glo-bal publicado por la OGP (Oil and Gas ProducersAssociation), sino que se rebasa con creces los niveles deestos indicadores para empresas petroleras de la región eincluso de su filial americana CITGO. Y lo más grave esque sus índices de frecuencia vienen elevándose cadaaño, cuando la tendencia global es que éstos vayan dis-minuyendo.

Una tercera figura (Figura 3) nos ilustra acerca delindicador de cantidad de accidentes con pérdida de tiem-po para el período 2001-2003.

La interrogante que surge con esta información enmente, es: ¿Qué se hace en CITGO y qué se hacía enPDVSA antes del 2003 que permitía mantener estosindicadores dentro de los rangos internacionales de la re-gión?


Figura 2. Índice de Frecuencia Neta (IFN) (A) e Índice de Se-veridad (IS) (B). Cantidad de accidentes con pérdida de tiempo(días) por cada millón HH. Fuentes: OGP Safety PerformanceIndicators (2011): PDVSA Informe de Gestión Anual 2009/2010/2011; ECOPPETROL Reporte de Gestión "012; PEMEX Memorías deLabores al 2011.

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Los indicadores de accidentalidad mostrados, unido ala situación operacional de los complejos refinadores du-rante el mes de marzo 2013, reflejan un bajo desempeñoen confiabilidad, con niveles reportados de procesamientode crudo en unidades de destilación de alrededor de 791MBPD vs 1303 MBPD de capacidad instalada; resaltandoel CRP donde reportó para el 20 de ese mes alrededor de501 MBPD vs una capacidad instalada de 955 MBPD(sin incluir Bajo Grande), con un número importante deunidades de proceso fuera de servicio fundamentalmentepor razones de fallas en equipos y sistemas, o sea, porbaja confiabilidad operacional.

El análisis de esta situación conduce a señalar la im-portancia de reimplantar en la Industria Petrolera Na-cional, y en particular en el sistema refinador vene-zolano, buenas prácticas gerenciales y operacionales, lascuales hoy por hoy están, a nivel internacional (inclu-

Figura 3. Índice de Frecuencia Neta (IFN) (2001-2003). Canti-dad de accidentes con pérdida de tiempo por cada millón HH.Fuentes: OGP Safety Performance Indicators.


yendo a CITGO), centradas en los conceptos de con-fiabilidad. El apego a esas prácticas es lo que ha permiti-do al sector industrial de producción y manufacturaobtener y mantener indicadores de seguridad, de excelen-cia operacional y, en consecuencia, de rentabilidad conaportes de valor cada vez mayor a sus accionistas. Ac-cionistas que en el caso de PDVSA somos todos los vene-zolanos.

Este modelo operacional se basa en la atención dedi-cada a tres elementos fundamentales de toda actividadproductiva, como son: La Gente (captar a los mejores ycapacitarlos en función de los objetivos), La Tecnología(dotar a la gente con las mejores herramientas técnicasy gerenciales) y Los Procesos de Trabajo (operarajustados a sistemas de mejoramiento continuo). Por su-puesto, esto supone un manejo de la empresa sin limita-ciones de carácter político y menos aún ideológicos.Estamos seguros de que -en todas las tendencias políticase ideologías existentes en el país- existe gente con capa-cidades para contribuir al engrandecimiento de la empre-sa, si el modelo operacional es el correcto.

Recuperación de la seguridad y confiabilidaddel sistema de refinación de Venezuela

Para emprender a corto plazo la recuperación del sis-tema de refinación venezolano se debe elaborar un planque contemple entre otros los siguientes elementos:

a) Realizar una auditoría técnico operacional de lasactividades de las Refinerías, apoyándose para ello en laspericias y competencias en Seguridad y ConfiabilidadOperacional de expertos nacionales e internacionales.

b) Rescatar el Sistema de Gestión centrado en un mo-delo de excelencia operacional basado en el Ciclo de Me-jora Continua (CMC), con la continua evaluación ycontrol del desempeño de la gestión, rescatando el uso dela metodología del “Sistema balanceado de Indicadores(SBI) o Balanced Score Card (BSC)”, herramienta


adoptada por las más reconocidas corporaciones interna-cionales.

c) Reimplantar los programas de Gestion deSeguridad, Salud y Ambiente, buscando la reim-plantación de programas clase mundial de Gerencia deSeguridad de los Procesos, Seguridad Basada en Compor-tamiento y Auditorias de Accidentes/Incidentes, tales comolos contemplados en el sistema Sistema de Gerencia Inte-gral de Riesgos (SIR–PDVSA, 2001) y las mejores practicasinternacionales de Gerencia Integral de Riesgos Aplicados aSeguridad, Salud y Ambiente (García, 2006).

Este aspecto fundamental de la recuperación de la co-rrecta gestión basada en modelo de excelencia operacio-nal está establecido en el sistema SIR–PDVSA (2001),normativa que obedece a los principios enunciados en laPolítica Corporativa de Seguridad Industrial, Higiene ySalud Ocupacional y Ambiente de PDVSA y a lo estable-cido en toda la normativa vigente en esta materia.

El SIR es una herramienta para la administración in-tegral de los riesgos a la salud y seguridad de los traba-jadores, a la integridad de las instalaciones y al am-biente. El mismo está conformado por 14 elementos yopera como un proceso secuencial estructurado y docu-mentado de planificación, implantación, verificación, au-ditoría y revisión sistemática de sus actividades clave,para el mejoramiento continuo de la gestión de la Cor-poración en seguridad, higiene y ambiente. El sistemacomprende la aplicación de prácticas apropiadas duranteel diseño, construcción, operación, mantenimiento y des-mantelamiento de las instalaciones industriales, orienta-das a:

o Prevenir incendios, explosiones o fugas no controla-das de sustancias o productos químicos.

o Prevenir la contaminación ambiental mediante lareducción continua de los vertidos líquidos, emisio-


nes atmosféricas, desechos sólidos, pasivos ambien-tales y el uso racional de la energía y otros recur-sos naturales.

o Prevenir, evaluar y controlar riesgos de lesionespersonales y enfermedades profesionales.

o Disponer de planes de respuesta y control de emer-gencias y contingencias, operativos y mantener alas comunidades informadas sobre el nivel de riesgoy acciones de prevención y control establecidas porla empresa en sus instalaciones.

Este Sistema de Gerencia Integral de Riesgos (SIR–PDVSA, 2001; García, 2006) debe contemplar como re-querimiento mínimo los elementos siguientes:

1. Liderazgo y Compromiso (LYC).

2. Información de Seguridad, Higiene y Ambiente(ISHA).

3. Análisis de Riesgos (ADR).

4. Manejo del Cambio (MDC).

5. Procedimientos Operacionales (PRO).

6. Prácticas de Trabajo Seguro (PTS).

7. Seguridad, Higiene y Ambiente de Contratistas(SHAC).

8. Integridad Mecánica de los equipos (IME).

9. Cumplimiento de Leyes, Normas y Estándares deSeguridad, Higiene y Ambiente (CLN).

10. Respuesta y Control de Emergencias y Contingen-cias (RCEC).

11. Adiestramiento (ADI).

12. Revisión Pre–Arranque (RPA).

13. Investigación de Accidentes, Incidentes y Enferme-dades Profesionales (IAIE).

14. Evaluación del Sistema (EDS).


La Figura 4, muestra la conformación del sistemapara el mejoramiento continuo de la gestión en Seguri-dad Industrial (Gerencia de Seguridad de los ProcesosGSP, Norma API 750, Higiene y Salud Ocupacional yAmbiente; Norma ISO 14001).

d) Rescatar las mejores prácticas de la filoso-fía de Confiabilidad Operacional, aplicadas a pro-gramas cero fallas (mediante búsqueda de causas raícesde problemas recurrentes que afectan el nivel de disponi-bilidad de la capacidad productiva de las refinerías),mantenimiento centrado en confiabilidad, Programas deMantenimiento Mayor, Paradas de Plantas, Manteni-miento Preventivo y Mantenimiento Predictivo, Procedi-mientos Operativos, de Mantenimiento, de Apoyo Téc-nico y de Seguridad, la operación dentro de las condicio-nes de diseño y análisis de funcionabilidad/criticidad deequipos instalaciones y sistemas.

La adopción de la filosofía de “Confiabilidad Operacio-nal” mostrado en la Figura 5, persigue garantizar la con-tinuidad operativa y la duración de los activos orientadahacia una operación con cero fallas, mediante búsquedade causas raíces de problemas recurrentes, manteni-miento centrado en confiabilidad durante el ciclo de ope-ración normal –fundamentado en inspección basada enriesgo, mantenimiento preventivo y programado– y aná-lisis de funcionabilidad/criticidad de equipos instalacionesy sistemas para garantizar que la operación normal deplantas se realice dentro de “la ventana operacional” de-finida por las condiciones de diseño.

e) Reimplantar los Procedimientos utilizados para elmanejo de control de cambios originados por eventualesmodificaciones/cambios menores de las Plantas e Insta-laciones, así como para su ejecución.

f) Aplicar los Procedimientos para la Visualización,Conceptualización, Definición, Desarrollo y Ejecución deProyectos Mayores.


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g) Potenciar la capacidad de la gente, fundamentandola gestión de recurso humanos en el Adiestramiento Ba-sado en Competencias/Unidades del Conocimiento y elLiderazgo Supervisorio/Técnico y Gerencial centrado enun modelo de excelencia operacional.

h) Ratificar el Compromiso de dirigir el accionar de laGerencia de Refinacion Venezuela bajo los principios dela Responsabilidad Social Empresarial, enmarcando sumejora continua y crecimiento en la protección y cuida-do del medio ambiente, así como en su genuina contri-bución con el progreso de la sociedad, sin distraer sugestión con actividades que no le competen.

REFERENCIAS

Cornieles, R. E., F. J. Larrañaga y L. G. Romay.(2012). Recomendaciones para recuperar la capacidad deproducción de las refinerías de Venezuela. Caracas,COENER. [Documento en línea] Disponible en: http://www.scribd.com/doc/122768114/Recomendaciones-Para-Recuperar-Refinerias-de-Vzla-Rev-120312-Pm

COENER. (2013). Accidentalidad y baja ConfiabilidadOperacional del Sistema de Refinación de Venezuela, Co-municado Comité Manufactura, Caracas.

Martínez, J. L. (2013). Siniestralidad de PDVSA encifras. Caracas, COENER [Documento en línea] Disponibleen: http://coener2010.blogspot.com/2013/04/siniestralidad-de-pdvsa-en-cifras.html

García, M. (2006). Modelo de Sistema Integral deRiesgos Aplicados a Seguridad, Salud y Ambiente. Cara-cas. Gente del Petróleo, Junio 2012

PDVSA, SIR–PDVSA. (2001). Lineamientos del Siste-ma de Gerencia Integral de Riesgos (Norma SI–S–06Agosto 2001).


9. DESARROLLO ENERGÉTICO YRIESGOS AMBIENTALES

Ing. Aníbal Alarcón Díaz

Para definir cuáles son los riesgos o potenciales conse-cuencias sobre el ambiente que producen el alto consu-mo energético requerido por la sociedad moderna, sehace necesario definir en primer término qué entende-mos por “desarrollo energético” y en este punto quisiéra-mos hacer una aclaratoria, en realidad estamos hablandode desarrollo humano y de los requerimientos energéticosque están asociados al tipo de sociedad y desarrollo quela especie humana escogió desde casi sus orígenes, cuan-do dejó de ser una especie más en equilibrio ecológico,para convertirse literalmente en la forjadora de su propiodestino.

Semejante decisión cultural y social hasta ahora no hasido posible armonizarla totalmente con el ambiente; elcrecimiento humano sin control ecológico, los altos re-querimientos de producción de alimentos, las exigenciasde sobrevivir en regiones y climas extremos, y las como-didades que hemos desarrollado para hacer la vida másplacentera vienen acompañados de un consumo de ener-gía muy superior al de cualquier otra especie animal delplaneta. Para contrarrestar los efectos adversos de estemodelo, el ser humano ha venido apostando a su capaci-dad racional para comprender mejor las relaciones de lasociedad con la naturaleza, utilizando modelos de desa-rrollo que podríamos englobar en el famoso concepto de“Desarrollo Sostenible” y a la más poderosa herramientaque el ser humano posee para transformar el entorno ylos efectos que producimos en él: la tecnología.


Lo anterior nos lleva a entender en primer lugar queel desarrollo humano es básicamente energético, es total-mente dependiente de nuestra capacidad de producirenergía, y en segundo lugar a asumir la necesidad deencontrar la fórmula que nos permita seguir generandoenergía para nuestro desarrollo sin agotar los recursosdel planeta o quizás al planeta mismo. Bajo este concep-to de desarrollo energético es que intentaremos explicarlos riesgos ambientales de esta visión y algunas luces delos intentos que desarrolla la sociedad moderna para mi-nimizar estos riesgos.

La producción de energía ha venido evolucionandovertiginosamente desde que pasamos de una sociedadnetamente rural al advenimiento de la Revolución In-dustrial a mediados del siglo XVIII que cambia en for-ma radical nuestro desarrollo y el uso de los recursosnaturales, el uso masivo de la energía eléctrica que seinicia en el siglo XIX y el impresionante desarrollo tec-nológico del siglo XX y lo que va del siglo XXI.

De manera que la producción y consumo de energíaeléctrica ha sido el centro de atención desde la apariciónde la sociedad moderna tal como la conocemos hoy día,hemos construido todo un sistema de generación, trans-misión y distribución de energía eléctrica que nos hapermitido disponer de este tipo de energía literalmente encasi cada rincón del planeta.

Ahora bien, a pesar de que la transmisión y distribu-ción de electricidad presentan riesgos ambientales, estosson bastante menores que los impactos y riesgos am-bientales que producimos en la fase de generación, y esen esta fase del sistema en la que nos concentraremosen este capítulo.

Las fuentes de energía que actualmente utilizamos sehan dividido tradicionalmente en dos grandes segmentos,las energías renovables, que comprenden aquellas defuentes prácticamente inagotables o cuyo proceso de re-versión o reposición es más rápido que la velocidad en


que las consumimos y las energías no renovables que alcontrario de las anteriores, son finitas o se revierten auna velocidad menor que la de consumo.

Sin embargo, si nos concentramos en la generación deenergía eléctrica y el uso de combustibles fósiles pode-mos hablar de energías tradicionales y energías alternati-vas, concepto arbitrario que coloca dentro de las tradi-cionales la producción de energía eléctrica a partir decombustibles fósiles y al resto de las energías las colocacomo alternativas, a pesar de que podríamos considerarla energía hidroeléctrica como una fuente tradicional.

Aceptando el concepto anterior, nos referiremos a lossiguientes tipos de energía:

Tradicionales: Termoeléctrica a partir de derivados delpetróleo, del gas y del carbón, y

Alternativas: Hidroeléctrica, Termonuclear, Eólica, So-lar y otras alternativas que comprenden el uso de bio-combustibles principalmente.

Hasta los momentos el uso de energía eléctrica hasido dominado por la producción termoeléctrica o prima-ria que en la última década ha ocupado casi constante-mente el 88% de la producción total (ver Cuadro 1), esel sistema de generación que mayor cantidad de impac-tos ambientales ha producido y que presenta un mayorriesgo ambiental a excepción de la termonuclear.

Si analizamos más a fondo el comportamiento de lastendencias en el uso de energías para la generación deelectricidad (ver Cuadro 1), observaremos que el creci-miento de las energías alternativas diferentes a la termo-nuclear e hidroeléctrica ha sido, con respecto a suspropios valores, impresionante, las energías llamadas re-novables y que incluyen la eólica, la solar, biomasa ybiocombustibles ha experimentado un crecimiento del260,74% en términos de toneladas equivalentes de crudo,esto indica que la tendencia a utilizar energías alternati-vas se ha visto potenciada por políticas gubernamentales,


las cuales generalmente se basan en subsidios o en in-centivos económicos debido a la poca rentabilidad de lamayoría de las energías alternativas hoy día.

Podríamos entonces pensar que si el desarrollo tecno-lógico sigue avanzando en el aumento de las eficienciasy la disminución de los costos de las energías alternati-vas, deberíamos esperar que las energías alternativasocupen un lugar importante en la generación eléctricaayudando a disminuir notablemente los impactos y ries-gos ambientales de las fuentes tradicionales.

Sin embargo, no estamos hablando del corto plazo, siobservamos los mismos números, veremos que a pesardel importante crecimiento de las energías alternativaseólica, solar y biocombustibles, también es cierto que suparticipación es sumamente pequeña y debido a esto nologran impactar la presencia de otras fuentes.

La energía termoeléctrica o primaria ocupo el 88,37%de toda el consumo eléctrico mundial en el año 2001 y

Cuadro 1. Consumo de Energía (Millones de toneladas decrudo equivalentes). Fuente: British Petroleum (2012) BPStatistical Review of World Energy 2012. bp.com/statisticalreview, Págs. 35-41.

Año 2001 Año 2011

Tipo de Consumo (%) Consumo (%) VariaciónEnergía (%)

Primaria 9 . 4 3 4 8 8 , 3 7 1 1 . 9 7 7 , 8 88,31 26,96

Hidro-eléctrica 587,2 5,5 7 9 1 , 5 5,84 3 4 , 7 9

Nuclear 600,8 5,63 599,3 4 , 4 2 -0,25

Renovables 5 4 0,51 1 9 4 , 8 1 , 4 4 2 6 2 , 6 1

Total 1 0 . 6 7 6 1 0 0 1 3 . 5 6 3 , 4 1 0 0 27,05


esa cifra se mantiene prácticamente igual en el año 2011en un 88,31% de la producción total, por lo tanto siguesiendo entonces esta fuente de energía la más importantepor cifras mucho mayores que cualquier otra fuente.

Es importante resaltar que las energías hidroeléctricay nuclear se mantienen prácticamente igual con unatendencia muy leve hacia la disminución. En el caso dela energía nuclear hemos visto en los últimos tiemposuna desaceleración en su crecimiento, muy posiblementedebido a la incertidumbre que todavía presenta esta tec-nología con relación a la seguridad de su operación y losdevastadores efectos que produce sobre el ambiente y lasalud humana cualquier evento o accidente inesperado,entre los que cabe mencionar los eventos de Three MileIsland en Pennsilvannia el 28 de marzo de 1979, Cher-nobyl en la antigua URSS el 26 de abril de 1986 y elaccidente de Fukushima en Japón el 11 de marzo de 2011.

Las tendencias de inversión en los diferentes tipos deenergía serán discutidas más adelante en este capítulo.

9.1 Contaminación

La generación termoeléctrica tradicional mediante laquema de carbón y combustibles fósiles representa hoydía más del 80% de la electricidad que se genera en elmundo (ver Cuadro 1), y los contaminantes más impor-tantes son generados por este sector de manera que cua-litativa y cuantitativamente es el segmento de mayoratención a la hora de considerar riesgos ambientales re-lacionados con el sector energético.

La generación de energía termoeléctrica presentacomo toda industria diversas formas de contaminaciónambiental, desde generación de desechos hasta la genera-ción de gases de efecto invernadero responsables delcambio climático global de origen antropogénico, pasan-do por la generación de efluentes líquidos; sin embargoen este capítulo nos enfocaremos principalmente en las


emisiones atmosféricas especialmente en los gases de in-vernadero debido a la importancia de sus efectos compa-rado con otros contaminantes y las restricciones delongitud que se requieren en este capítulo.

Debido a la quema de combustibles fósiles o carbónen las centrales termoeléctricas debemos esperar emisio-nes de Óxidos de Azufre, Óxidos de Nitrógeno y Dióxidode Carbón, este último principal responsable de los cam-bios climáticos que experimenta el planeta debido alefecto invernadero1.

Los óxidos de azufre son emitidos por la oxidación (enel proceso de combustión) del azufre presente en loscombustibles fósiles y el carbón, la mayor parte de estasemisiones están compuestas por S02, pero entre el 1-5 %del S02 está en forma de Trióxido de Azufre (SO3). Am-bos compuestos forman ácidos en su contacto con elagua, el H2S03 proveniente de la disolución del SO2 y elH2S04 de la disolución del S03 en agua, ambos compues-tos son responsables de la lluvia ácida2.

En este caso, los esfuerzos en la industria de los com-bustibles fósiles por disminuir el contenido de azufre yen la reducción del uso del carbón como fuente ha con-tribuido notablemente en la reducción de las emisionesde S02 a nivel global, a pesar de que se observa uncrecimiento sostenido de los niveles globales de SO2 desdeprácticamente mediados del siglo XIX hasta la década delos 70 en el siglo XX3,4.

Luego de la década de los 70 se observa una reduc-ción importante de estas emisiones, basados en las obser-vaciones de Smith et al.4, las emisiones de S02 alcanzanun máximo de aproximadamente 150.000 Gg S02 paradisminuir hasta niveles menores a 110.000 GgS02 en elaño 2000, lo cual nos coloca en cifras parecidas a lasemitidas en los años de la década de los 50, un avancesignificativo pero lejano a los niveles del comienzo del sigloXX que se encontraban alrededor de 20.000 Gg S02.


Estos mismos autores llaman la atención ya que en elaño 2005 los estimados están cercanos a los 115.000 GgS02, cifras parecidas a las emisiones de la década de los70, este incremento se debe principalmente al desarrolloeconómico de la China, y al uso de combustibles conalto contenido de azufre en ese país3.

Los óxidos de nitrógeno se forman debido a la com-bustión a altas temperaturas de los combustibles fósiles;estas emisiones contribuyen a la formación del smog(concentración de ozono a nivel de suelo). Los efectosmás importantes son la generación de problemas respira-torios en los seres humanos y la afectación de sem-bradíos. Al igual que el SO2 los NOx contribuyen en laformación de la lluvia ácida, y son una de las fuentescausantes de la eutrofización de los cuerpos de agua5.

Originalmente las fuentes más importantes de genera-ción de óxidos de nitrógeno eran los vehículos automoto-res y las plantas termoeléctricas. El esfuerzo por reducirlos contaminantes atmosféricos y en especial los NOxhan impactado positivamente; el avance tecnológico al-canzado en el diseño de sistemas para le reducción deemisiones de NOx en plantas de generación utilizandocombustibles fósiles ha permitido obtener resultados enla reducción de las emisiones de hasta un 50% 6,7.

En la actualidad podemos observar que la tendenciaes que la contribución de la generación de NOx por par-te de las plantas termoeléctricas alcanza un promedio deaproximadamente un 20% de las emisiones totales5.

Especial consideración hay que tener con las emisio-nes de mercurio elemental provenientes de las plantasoperadas por carbón. El mercurio en ese estado químicose deposita muy lentamente y puede transportarse agrandes distancias convirtiéndose en un problema global.

La otra forma de emisión es el mercurio iónico uoxido de mercurio, el cual se disuelve fácilmente enagua y es mucho menos volátil que en su forma ele-


mental, de manera que al recorrer menos distancia entraen la cadena alimenticia más rápidamente.

Luego de que el mercurio se deposita bien sea comooxido o en su forma elemental, los procesos biológicos lotransforman en un componente altamente tóxico llama-do metil-mercurio, este aspecto será una de las variablesambientales más importantes conjuntamente con la emi-sión de gases invernadero con que se estará evaluando eldesarrollo de las plantas operadas con carbón en el futuro5.

Tal como se menciona anteriormente en este capítulo,el tema de mayor importancia generado por el desarrolloenergético es el cambio climático producido por los gasesde efecto invernadero entre los cuales están el CO

2, el

CH4 y el N

2O, tema que trataremos en detalle en la

próxima sección.

9.2 Cambio Climático

Los gases en la atmosfera contribuyen al calentamien-to global en forma directa o indirecta, se considera direc-ta cuando el gas emitido absorbe radiación e indirectacuando el gas que se emite se transforma químicamenteen otro gas capaz de emitir radiación. Debido a que el CO2

es el gas más abundante e importante, toda la familia delos gases de efecto invernadero se expresan como CO2 eq8.

Desde 1750 la concentración de CO2 a nivel global seha incrementado en un 39%8, experimentando un creci-miento vertiginoso de un 70% en el período comprendidoentre 1970 y 2004. Durante el período 1995–2006 sepresentaron los once años más cálidos de la superficiedel planeta desde el año 1850, se observa que es unaumento distribuido en todo el planeta, aunque se haacentuado en las regiones septentrionales superiores y enlas regiones terrestres se ha calentado a mayor velocidadque en los espacios acuáticos, todo esto de acuerdo a losreportes presentados por el Grupo Intergubernamental deExpertos sobre el Cambio Climático (IPCC)9.


La emisión de los gases de efecto invernadero puedenser de origen natural y origen antropogénico, las investi-gaciones de la IPCC sugieren fuertemente que el incre-mento de la temperatura luego de la revolución indus-trial se debe principalmente a las actividades humanas,especialmente por el uso de motores de combustión en eltransporte, la generación de energía eléctrica y la indus-tria en general9.

La fuente principal de dichas emisiones es la combus-tión de combustibles fósiles, los cuales representan cercadel 94% de las emisiones de CO

2 eq en el 2011, sin em-

bargo es importante mencionar que las emisiones de CO2

eq debido a la generación de energía eléctrica representa-ba solo el 36,54% en el año 1990, incrementándose a38,41% en el año 20118.

El calentamiento global de acuerdo a los diferentesinformes del IPCC es inequívoco, los resultados de estefenómeno se observa claramente en el aumento prome-dio de las temperaturas del aire y del océano, la fusión denieves y hielos y el aumento promedio del nivel del mar9.

Según el IPCC (Panel Internacional de Expertos en elCambio Climático), el calentamiento global de la Tierratendrá efectos graves en el clima, la atmósfera y labiodiversidad, uno de los efectos directos principales es ladisminución de los niveles del hielo en los Polos lo cualtraerá consigo un aumento de los niveles del mar einundaciones de zonas bajas; de manera que se estaránafectando los ecosistemas, la agricultura y el bienestar dela humanidad en general.

Las consecuencias observadas hasta nuestros días hansido compiladas por la IPCC9 en una lista que tratare-mos de resumir a continuación:

o El nivel del mar ha aumentado en una tasa pro-medio de 1,8 mm anuales entre 1961 y 2003,incrementándose a 3,1 en el período 1992-2003.


o Desde 1993 el nivel del mar ha ido incrementandosus niveles, las causas son: la dilatación térmica delos océanos que representa aproximadamente un57%, la disminución de los glaciares y de los cas-quetes de hielo que contribuyen en un 28% y laspérdidas de los mantos de hielo polares que representan el resto.

o La extensión de los hielos marinos árticos ha dismi-nuido en un 2,7 % desde 1978.

o La extensión máxima de suelo estacionalmentecongelado se ha reducido en un 7% en el Hemisfe-rio Norte.

o Entre 1900 y 2005 se ha observado que las precipi-taciones han aumentado considerablemente en al-gunas regiones orientales de América del Norte ydel Sur, en el norte de Europa y en el Asia septen-trional y central, mientras que ha disminuido en elSahel, en el Mediterráneo, en el sur de África y enalgunas regiones del sur de Asia.

o Se han observado cambios importantes en la actividad ciclónica tropical intensa en el Atlántico Nortedesde 1970, un fenómeno parecido se ha observadoen otras regiones donde la calidad de los datos re-colectados es dudosa por lo que no es posible aúntener conclusiones definitivas al respecto.

o Se han producido cambios negativos en los sistemasde gestión agrícola de las latitudes superiores del He-misferio Norte.

o Se observa un aumento de la mortalidad causadapor el calor en Europa, cambios en los vectores deenfermedades infecciosas en ciertas partes de Euro-pa y aumentos de la producción de pólenes alergé-nicos en el Hemisferio Norte.

Los esfuerzos de la humanidad con relación a las me-didas para reducir los efectos del cambio climático pare-cieran ser insuficientes para alcanzar la meta establecida


por la ONU de fijar un aumento de 2 oC sobre los nive-les promedio de temperatura global con relación a losniveles pre industriales10.

De acuerdo a todos los escenarios evaluados por laIPCC es posible concluir que no veremos una estabiliza-ción y posterior disminución de las emisiones de CO2 eqantes del año 20409. Las tendencias mundiales muestranque el uso de los combustibles fósiles sigue siendo el es-quema más utilizado para la generación de energía eléc-trica, de hecho el tema central en todo esto es que elmundo se seguirá desarrollando y por lo tanto deman-dando mayor producción de energía para poder cubrireste crecimiento.

Últimamente debido a las medidas que se han im-plantado en los países desarrollados, éstos han mostradouna tendencia sostenida hacia la disminución de las emi-siones de CO2 eq, por lo que deberíamos esperar unadisminución de las emisiones globales, sin embargo losresultados muestran una tendencia hacia el aumento delas emisiones globales, y la causa parece concentrase enla irrupción en la economía mundial de países en vías dedesarrollo como China e India11.

De hecho se observa claramente que la contribuciónde las emisiones globales de CO2 eq por los países endesarrollo se incrementaron de 36% para el año 2008 a70% en el año 2011, donde China es responsable por el41% del aporte, India el 11% y el otro 18% por el restode los países del mundo en desarrollo.

Garnaut11 establece que si no hay cambios significati-vos en las tendencias de desarrollo mundial y las políti-cas de protección no hay argumentos para pensar quelas emisiones de CO

2 eq muestren resultados que estén

acordes con las metas establecidas por la ONU, de hechose espera que en el escenario de seguir las cosas comoestán [business as usual (BAU)] las emisiones de CO

2 eq

se duplicarán en el período comprendido entre el 2005 yel 2030.


La IEA12 plantea que la demanda mundial de energíase incrementará en un tercio hasta el año 2035, dondeChina y el Oriente Medio representarán el 60% de dichoaumento.

Sin embargo, este organismo tiene una visión más op-timista a pesar de que no se ha observado que se esténlogrando las metas al nivel planteado en los acuerdosinternacionales, esto se debe a hechos como que Chinaha establecido una reducción del 16% en la intensidadenergética13, USA está implantando serias medidas de re-ducción que ya comienzan a aparecer en las mediciones,Europa se ha comprometido con una reducción del 20%y Japón del 10%.

Bajo estas premisas la IEA proyecta que las emisionesde CO

2 eq comenzaran a disminuir a partir del año

2020, pero el efecto persistirá esperando un incrementode la temperatura global a largo plazo de 3 oC, escenarioque si bien no cumpliría con la meta de 2 oC aparececomo más prometedora.

Estas proyecciones no incluyen las previsiones de asu-mir que en el mundo hay actualmente 1.300 millones depersonas que no tienen acceso a la electricidad y cercade 2.600 millones que no poseen acceso a instalacionesmodernas para cocinar, de manera que cualquier esfuer-zo serio por disminuir la pobreza entraría en contradic-ción con las cifras presentadas por la IEA.

9.3 Cambio Climático, Caso Venezolano

En el caso venezolano, la información oficial está con-tenida en la “Primera Comunicación Nacional en Cam-bio Climático de Venezuela”, elaborada por el Ministeriodel Ambiente14; es importante hacer énfasis que si bienes cierto que este informe o primera comunicación es delaño 2005, la data utilizada está basada en el InventarioNacional de Emisiones de Gases de Efecto Invernaderorealizado por la Dirección General de Cuencas Hidro-


gráficas del Ministerio del Ambiente en el año 199915, yserá la reflejada más adelante por ser la data oficial.

De acuerdo a este informe, Venezuela representaba enel año 1999 apenas el 0,48% de las emisiones mundialesde CO2 eq, las cuales ascendían a una producción percápita de 1,3 tm de carbón. En el año 1999 las emisionestotales de CO2 en Venezuela fueron de 114.147 Gg, cifraque disminuye a una emisión neta de 99.787 Gg si lesustraemos los 14.360 Gg de CO2 eq absorbidos por elsector uso de la tierra y silvicultura. Es importante resal-tar que este nivel de emisiones ubicaba a Venezuela en-tre los países de pocas emisiones.

Esta característica de ser un país de pocas emisiones,a pesar de ser uno de los principales productores yexportadores de petróleo en el mundo, se debe a la altautilización de la energía hidroeléctrica que para 1999 re-presentaba el 70% de la producción de energía total na-cional13.

La situación para el año 2011 podría variar de algunamanera ya que ciertas condiciones han cambiado a tra-vés de esta última década, en primer lugar la poblaciónvenezolana ha aumentado de 23.054.210 habitantes enel 2001 a 28.946.101 habitantes en el 2011 año, esto deacuerdo a los resultados de los dos censos realizados porel Instituto Nacional de Estadística en ambas fechas16,17,por otra parte el parque de generación ha eléctrica hacrecido en la última década en 6.461 MW de acuerdo ala información suministrada por CORPOELEC18, de loscuales 4.311 MW son nuevas plantas termoeléctricas y2.150 a plantas hidroeléctricas, aumentando el compo-nente de generación termoeléctrica con relación a la hi-droeléctrica, de acuerdo a esta institución la generaciónhidroeléctrica actual es de 62% del total nacional, mien-tras que en el año 1999 era de cerca de 70% tal como secomentó anteriormente13. A este cambio habría que su-marle que debido a la escasez de gas que ha sufridoVenezuela en los últimos tiempos muchas de estas plan-


tas estarían operando con combustibles líquidos, lo cualpodría estar incrementando nuestras emisiones globalesde CO2 eq.

Un aspecto importante a tomar en consideración esque Venezuela no cuenta con una red estable de infor-mación de mediciones de calidad del aire que permitadeterminar los cambios climáticos o de contaminaciónatmosférica en el país, sin embargo es importante resal-tar que a pesar de que el desarrollo energético de laúltima década ha estado centrado mayormente en gene-ración termoeléctrica (aproximadamente 67%) es tam-bién cierto que tenemos combustibles más limpios ysistemas de generación de tecnologías modernas, por loque no deberíamos esperar un aumento de las emisionesde SOx y NOx que incrementen el efecto de lluvia ácidao el smog fotoquímico debido a generación eléctrica. Sinembargo, aunque no es tema de este trabajo, debido a laexistencia de un parque automotor anticuado y de bajomantenimiento, es de esperar que las emisiones de oxi-dantes hayan aumentado, incrementando el efecto delsmog fotoquímico y las emisiones tóxicas de monóxidosde carbono.

Debido a lo anterior no es posible concluir cuál seríala proyección de la situación actual con relación a lasemisiones de CO2 en Venezuela, si podríamos afirmarpor el tamaño relativamente pequeño de nuestro paísque seguimos siendo un aporte no determinante en lasemisiones globales del planeta, y que muy posiblementeestemos dentro de o cercanos a los promedios de lospaíses que producen pocas cantidades de CO2 en el mun-do, pero por otra, varios de los reportes analizados ante-riormente en este capítulo afirman que cada vez más elmundo en desarrollo va tomando mayor importancia enla ecuación de generación de CO2 eq con relación a lospaíses desarrollados por lo que es altamente convenienteque las autoridades venezolanas hagan un nuevo inven-tario que nos permita conocer cuáles son las nuevas ten-dencias y determinar si los cambios proyectados


2020-2060 por el informe del Ministerio del Ambiente enel capítulo 5 de dicho informe13 deben ser ajustados ypor consiguiente adaptar las recomendaciones de mitiga-ción presentadas en el capítulo 6 del mencionado informe13.

9.4 Energías Limpias

El uso de energías limpias ha sido hasta ahora, con-juntamente con diversas medidas de optimización yconcientización del uso de recursos energéticos, el enfo-que principal para lograr la reducción de las emisionesde CO

2 eq y lograr los objetivos del escenario de aumen-

tar solo 2 oC la temperatura del planeta en comparacióncon la era preindustrial10.

Una de las formas de medir los efectos de las políticaso medidas que al respecto se han venido tomando es elíndice de intensidad del carbón del sector energía que loque hace es medir las toneladas de CO

2 emitidas para

cada unidad de energía suplida. El impacto de la crisispetrolera de la década de los 70 produjo que se observa-se una reducción del índice desde 1971 hasta 1990, sinembargo éste ha permanecido prácticamente estable des-de los 90, año en el cual se estimó en 57,1 t CO

2/Tj,

pasando a 56,7 t CO2/Tj en 2010, lo que prácticamente

es una disminución de apenas 1% durante toda la déca-da19. La consideración de estos números nos lleva a con-cluir que todavía hoy día a pesar de los esfuerzosinternacionales, la importancia de los combustibles fósilessigue siendo la variable determinante en el inventario delos sistemas de generación eléctrica en el mundo, conclu-sión que coincide con mucha de la información presentadaen este capítulo.

En estas condiciones y en la búsqueda de lograr elescenario de 2 oC presentado por la ONU10 será necesariouna disminución del índice de un 5,7% para el año 2020 yde un 64% para el año 2050, esto de acuerdo con el IEA18.

Pero no todo es negativo en los esfuerzos que se estánhaciendo actualmente, las inversiones globales en nuevas


plantas de energías limpias fueron del orden de 240millardos de US$ en el año 2012, que si bien es ciertoque son un 11% menores a los 270 millardos de US $invertidos en el 2011, siguen siendo cifras que se mantie-nen en línea con los objetivos de 2oC de la ONU deacuerdo a las estimaciones de la IEA18, a pesar de quese ha observado en algunos países como Alemania, Italiay España una disminución de los incentivos económicosa energías limpias por razones fiscales y por una mejoraen la competitividad de dichas tecnologías, también seobserva que Japón, China y Corea han incrementadodichos incentivos.

Esto coincide totalmente con las observaciones deGarnaut11, quien reporta que entre 2005 y 2006 la in-versión en las energías eólica y solar aumentaron signi-ficativamente en forma porcentual aunque la base abso-luta de comparación son cifras pequeñas y por lo tantodichos aumento no son todavía significativos para dismi-nuir en forma importante las emisiones de CO2; pero sipuede afirmarse que dicho aumento en las inversionesha colaborado con el efecto de que las emisiones de CO2

no haya sido mayor, y mucho más importante aún quedeberán estar jugando un rol importante en la reducciónglobal en las próximas décadas.

El centro de Investigaciones Técnicas VTT de Finlan-dia en su publicación Energy Visions 20501 estableceque en el alcance los escenarios de reducción de CO

2 eq

y de 2 oC para el 2050 las tecnologías de turbinaseólicas, la energía nuclear, la generación con biomasa ylas plantas equipadas con tecnología de captura y alma-cenamiento de carbón jugarán un rol de primera impor-tancia. La energía solar también tiene un potencialimportante, sin embargo será necesario que disminuyansus costos para que pueda alcanzar una participaciónimportante en el mercado para el año 2050.

Basado en lo anterior, la VTT ha hecho proyeccionesde las inversiones requeridas en función del escenario de


2 oC y concluyen que las tecnologías de generacióneólica deberán pasar de una inversión proyectada cerca-na a los 50 millardos de Euros en el año 2020 a unpromedio de 300 millardos de Euros en el 2050, lasplantas con sistemas de captura de carbono deberán pa-sar de menos de 10 millardos de Euros en el 2020 aaproximadamente 250 millardos de Euros en el 2050, lageneración nuclear e hidroeléctrica deberán incremen-tarse de una inversión proyectada menor a 50 millardosde Euros cada una a cifras que rondan entre 200 y 250millardos de Euros cada una en el 2050, mientras que lasinversiones en generación por combustibles fósiles no debe-rán pasar el promedio de 150 millardos de Euros anuales.

9.5 Energías Limpias en Venezuela

En el caso venezolano se han estado promoviendouna serie de medidas que van a tener un impacto positi-vo en la reducción de emisiones de CO

2 eq, estando la

mayoría de ellas bajo la coordinación de Petróleos deVenezuela (PDVSA), entre estas iniciativas cabe mencio-nar a las siguientes como las más importantes:

o El desarrollo de Parque Eólicos, como es el caso delparque de Paraguaná que está diseñado para pro-ducir 100 MW mediante 50 turbinas de 2 MW20, yque actualmente está generando alrededor de 26MW en su primera fase21.

o El proyecto agro energético de etanol combustible,el cual contempla un ambicioso plan de producciónde etanol como sustituto de los aditivos oxigenadosde la gasolina a partir de caña de azúcar, arroz yyuca22, en este plan cabe mencionar que actualmente se está ejecutando la construcción de cuatrocomplejos agroindustriales en los Estados Barinas,Cojedes, Trujillo y Portuguesa, los cuales procesarán10.000 tm de caña de azúcar y producir 700.000l/d de etanol cada uno y que se espera entren enoperación hacia finales del año 2014.


CONCLUSIONES

o A nivel mundial podemos decir que el problema dela contaminación por compuestos de azufre y smogfotoquímico ha sido abordado correctamente y tien-de a disminuir paulatinamente;

o La situación del cambio climático global es alarmantey podría producir efectos nocivos en el corto plazo;

o La humanidad cuenta con directrices claras con lascuales podría, con el uso de tecnologías de genera-ción de energías limpias y con las inversiones ade-cuadas, lograr revertir la tendencia actual de au-mento de emisiones y cambios climáticos;

o Se están haciendo inversiones importantes en inves-tigación y desarrollo de energía limpias que permi-tirán disminuir los costos de implantación de estastecnologías;

o A pesar de que no esperamos que Venezuela sea unpaís de alta producción de CO eq es preocupanteque no mantenga un programa de generación deinformación que permita hacer seguimiento a loscambios y a tomar medidas correctivas a tiempo;

o No se tiene certeza sobre el efecto global real delparque automotor en Venezuela sobre la calidad delaire, pero es de esperar que estemos en presenciade un deterioro de la contaminación por oxidantesy monóxido de carbono debido a lo anticuado delparque.

RECOMENDACIONES

o Para encarar el tema del calentamiento global esnecesario apuntar hacia la disminución del consu-mo energético per cápita del mundo mediante eldesarrollo de tecnologías más eficientes y progra-mas de modificación de conductas de consumo deenergía.


o El desarrollo de las energías limpias requiere en estas primeras fases del apoyo de los Estados y susgobiernos.

o En el caso venezolano se hace necesario en primerlugar establecer una red de mediciones de calidaddel aire, tener un programa de estimación de emi-siones y actualizar los reportes de cambio climático.

o Las autoridades venezolanas deberían hacer un es-fuerzo mayor por controlar y modernizar el parqueautomotor.

o Como última reflexión, debemos ahondar más enla capacidad de la especie humana para generar loscambios tecnológicos y económicos que se requie -ren para continuar el crecimiento como especie sinnecesidad de sacrificar el confort de las generacio-nes futuras.

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(NOTAS)

1 VTT Technical Research Center of Finland (2009).Energy Visions 2050. www.vtt.fi/files/vtt/energyvisions/visions2050_summary.pdf, Pág 4.

2 Arthur C. Stern (1976). Air Pollution (3rd Edition) Vol IAir Pollutants, their Transformation and Transport.Academic Press, New York, Pág. 49-54.

3 S.J Smith et al. (2011). Anthropogenic Sulfur DioxideEmissions: 1850-2005. Atmospheric Chemistry and Physics,11: 1101-1106.

4 Jane Dignon & Sultan Hameed (2012). Global Emissionsof Nitrogen and Sulphur Oxides from 1860 to 1980. JAPCA,39(2): 180-186.

5 Commission for Environmental Cooperation in NorthAmerica (2004). North America Power Plants AirEmissions. www.cec.org. Pág. 1-9.

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8 USEPA (2013). US Environmental Protection Agency“Inventory of U.S. Greenhouse Gas Emissions & Sinks 1990-2011”. USEPA, Washington D.C.

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11 Garnaut, Ross (2012). Garnaut Climate Change Review– Update 2011, Global Emissions Trends. Págs. 6-30. www.garnautreview.org.au

12 OCDE/IEA (2012). World Energy Outlook 2012, Resu-men Ejecutivo (Spanish Translation). Pág. 1-10. Paris,France. www.worldenergyoutlook.org.

13 La intensidad energética es un indicador de la eficienciaenergética de una economía. Se calcula como la relación en-tre el consumo energético (E) y el producto interior bruto(PIB) de un país: I = E / PIB y se interpreta como “senecesitan x unidades de energía para producir 1 unidad deriqueza”. Así, Intensidad energética elevada: indica un costoalto en la “conversión” de energía en riqueza (se trata deuna economía energéticamente voraz). Se consume muchaenergía obteniendo un PIB bajo. Intensidad energética baja:indica un costo bajo. Se consume poca energía, obteniendoun PIB alto. (Wikipedia: http://es.wikipedia.org/wiki/Intensi-dad _ energética ).

14 Ministerio del Ambiente y de los Recursos Naturales(2005). Primera Comunicación Nacional en CambioClimático de Venezuela. Caracas, República Bolivariana deVenezuela.

15 Ministerio del Ambiente y de los Recursos Naturales(1999). Inventario Nacional de Emisiones de Gases de In-vernadero. Dirección General de Cuencas Hidrográficas, Ca-racas, República Bolivariana de Venezuela.

16 INE (2001). XIII Censo Nacional de Población y Vi-vienda. Instituto Nacional de Estadística, RepúblicaBolivariana de Venezuela. www.ine.gob.ve.

17 INE (2012). XIV Censo Nacional de Población y Vivien-da. Instituto Nacional de Estadística, República Bolivarianade Venezuela. www.ine.gob.ve.

18 CORPOELEC (2013). www.corpoelec.gob.ve.

19 OECD/IEA (2013). Tracking Clean Energy Progress


2013, IEA Input to the Clean Energy Ministerial. Paris,www.iea.org/etp/tracking.

20 PDVSA (2013). Información de proyectos en el portalde PDVSA. www.pdvsa.com

21 El Universal (2103). Sección Económica. Parque eólicode Paraguaná genera entre 20 y 26 megavatios. Caracas,Venezuela.www.eluniversal.com/economia/130106/parque-eolico-de-paraguana-genera-entre-20-y-26-megavatios.

22 PDVSA (2006). Proyecto Agroenergético Etanol Com-bustible. www.pdvsa.com/siembra_ refinacion_ internet/pdf/copia_de_etanol-pdf


10. NORMATIVA LEGAL NECESARIA

10.1. Aspectos Institucionales y Normativos

Ing. Diego González

Fortalecer la Institucionalidad y Gobernabi-lidad en el Sector Hidrocarburos (Petróleo y GasNatural).

Es necesario fortalecer la institucionalidad en el sectorhidrocarburos (petróleo y gas natural) comenzando porla estatal Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) y en ge-neral toda la Industria Petrolera Venezolana (IPV). Enla actualidad PDVSA es manejada con criterios no em-presariales ni de negocios, lo que se refleja en el incum-plimiento de sus “Planes de Negocios”, principalmente enel no incremento de la producción de petróleo y gas na-tural, en el desfase continuo de los proyectos, incrementode los incidentes y accidentes, entre otras materias.

El fortalecimiento de la institucionalidad en el sectorhidrocarburos pasa por:

o Reformar la Ley Orgánica de Hidrocarburos de2006;

o Crear un Ministerio de Energía moderno;

o Crear una Comisión Nacional de Energía indepen-diente del gobierno de turno; y

o Crear el Ente Nacional de los Hidrocarburos.

Estas 4 reformas institucionales contribuirán a:


1. Generar confianza en Venezuela y su indus-tria de los hidrocarburos, enviando al mundo señalesde estabilidad y legalidad que generen confianza y sediseñen, dentro de la Ley, estrategias que faciliten la lle-gada de inversiones para la industria. Para ello, dentrodel marco legal vigente y luego de una rigurosa revisiónde los compromisos adquiridos, se debe satisfacer acabalidad los compromisos contractuales con nuestrossocios, para evitar demandas y hacer frente a los cre-cientes arbitrajes, situación que además de afectar elprestigio y la seriedad de Venezuela, impacta la producti-vidad de la industria petrolera.

2. Atraer inversiones nacionales e internaciona-les. La industria de los hidrocarburos venezolana requie-re de cuantiosas inversiones nacionales e internacionales,para recuperar el potencial de producción perdido y colo-carlo a la altura de sus reservas. así como para mejorarla capacidad y calidad de refinación y procesamiento yrecuperar los mercados internacionales.

En esta línea, es necesario promover y desarrollar,respondiendo a las condiciones del mercado: La Faja Pe-trolífera del Orinoco, las reservas probadas no desarrolla-das en áreas tradicionales, las áreas inactivas, las áreasnuevas, el gas costa afuera, así como proyectos de GasNatural Licuado para exportación cuando las economíaslo justifiquen.

De igual manera debe promoverse el desarrollo deempresas intensivas en uso de energía: Empresasconexas; Empresas de refinación; Empresas aguas abajode la refinación.

3. Desarrollar el mercado nacional de energía.En la actualidad, el mercado nacional de energía mues-tra un alto nivel de ineficiencia en la prestación de losservicios y un esquema de subsidios que además deirracionales son indiscriminados, en el cual se favorece


por igual tanto a la población que lo necesita como a laque no, generando un costo innecesario a la Nación. Eneste sentido se plantea:

a. Apertura al capital privado nacional y extranjero enlas diferentes etapas de la cadena del negocio de hidro-carburos líquidos. Promover el desarrollo, a través delsector privado de los sistemas de transporte y redes dedistribución de gas natural.

b. Establecer políticas que permitan suplir las necesi-dades del sector eléctrico de una manera coordinada. Es-tablecer como prioritarias a la Hidroelectricidad y otrasfuentes renovables en beneficio de la economía y el am-biente.

c. Considerar a la ORIMULSIÓN, como opción parala sustitución de otros hidrocarburos líquidos en la gene-ración eléctrica.

d. Sustituir el esquema de subsidios indirectos por sub-sidios directos. El costo total de los diferentes subsidiosdebe ser previsto por el ministerio correspondiente en elpresupuesto nacional. Esto permitiría adecuar progresiva-mente los precios de los hidrocarburos en el mercadointerno.

e. Se debe hacer más eficiente el sector transporte yrevisar el proyecto de gas natural para vehículos dirigidoal transporte público, por lo que los subsidios estaránorientados a los sectores más pobres de la población.

f. Las políticas orientadas a racionalizar los subsidiosdeben ser acompañadas de un proceso educativo tal, quela población las entienda y con las medidas compen-satorias apropiadas para evitar daños sociales.

4. Petroquímica, el negocio petrolero del futu-ro. El desarrollo petroquímico es prioritario para el futu-ro del país, por lo que se deben diseñar planes atractivospara la inversión en esa industria y convertirla en eje deldesarrollo agroindustrial, que será, en conjunto con losotros parques industriales que hay que desarrollar en Ve-


nezuela, la base de un país próspero capaz de producir yexportar generando empleos y calidad de vida. Este as-pecto debe ser el reflejo de actitudes que nos permitansuperar la mentalidad rentista y sustituirla por la utiliza-ción de las ganancias petroleras en proyectos que gene-ren una productiva dinámica socioeconómica en lasociedad.

5. Superar el petro-estado y acercar la renta alos ciudadanos

La relación Estado-Sociedad con respecto a la activi-dad petrolera reclama una separación del poder políticodel poder económico para lograr un equilibrio de fuerzas,por lo que debe replantearse la propiedad del recurso y elmanejo de los ingresos provenientes del petróleo. En estesentido se propone lo siguiente:

a. Distinguir claramente y de acuerdo al marco cons-titucional vigente, la propiedad de las acciones dePDVSA. La propiedad del recurso en el subsuelo es detodos los venezolanos, representados por la República.Por otro lado corresponde al Estado la conservación delas acciones de PDVSA o de cualquier otra empresa crea-da para su explotación; y

b. El excedente económico que se origine en la activi-dad petrolera, que corresponde a la Nación, será destinadototalmente1 a la creación del FONDO VENEZUELA, queserá el fondo de ahorro y patrimonio de los venezolanos.Este fondo promoverá la estabilidad fiscal y el uso repro-ductivo de los ingresos petroleros.

El Fondo Venezuela debe ser preservado y aumentadoen su valor real2 mediante inversiones eficientes y segu-ras, y su rendimiento será entregado directamente acada venezolano a través de cuentas individuales.

El Fondo será administrado en forma autónoma poruna representación calificada de la sociedad venezolana,elegida por las 2/3 partes de la Asamblea Nacional.


6. Innovar en Aspectos Financieros. Se debe valo-rar la posibilidad de utilizar figuras de comprobado éxi-to en otros países, tales como la colocación de proyectosde hidrocarburos en la bolsa de valores, para dinamizarel flujo de capitales y otras innovaciones existentes en elmercado petrolero internacional. La idea es innovar paralograr el desiderátum de transformar la riqueza petroleraen calidad de vida de los venezolanos.

7. Petróleo y Geopolítica. En la actualidad se hautilizado al petróleo como arma geopolítica ocasionandocontroversias con países que representan mercados natu-rales para nuestros productos. Adicionalmente, con la ex-cusa de ampliar mercados, se han establecido acuerdoscomerciales lesivos a los intereses del país. En este sentidose deberán revisar los acuerdos y convenios bilaterales yacondicionarlos a los mejores intereses de nuestra Nación.

Con estas orientaciones se busca hacer uso de las ven-tajas comparativas que significa para Venezuela los in-gentes recursos de hidrocarburos que posee, como pivotepara el desarrollo de una economía diversificada que ge-nere niveles de desarrollo y calidad de vida a todos losvenezolanos. La medida del éxito en el largo plazo, seráobservar que en el futuro podamos ver la industria pe-trolera como una industria más dentro de un contextode un país desarrollado. Debemos convertir la crisis queactualmente vivimos en una gran oportunidad, haciendolas cosas de manera diferente, para lograr resultados di-ferentes.

I. Propuesta de Reforma Parcial de la Ley Or-gánica de Hidrocarburos de 2006

Se hace necesaria la reforma de la Ley Orgánica deHidrocarburos vigente, para incorporar las propuestasanteriores. Esta nueva Ley tendrá como base la siguien-te exposición de motivos:

(…) La legislación nacional vigente en Venezuela enmateria de hidrocarburos no gaseosos y sus derivados se


caracteriza por el exceso, la dispersión y la contradicciónentre sus componentes, al no responder a una Política deEstado definida y responsable, que tenga por objetivo de-sarrollar con el mayor rendimiento y los mayores benefi-cios para la Nación las diversas potencialidades del paísen esta materia.

Esa legislación, en particular la Ley cuya reforma sepropone, la Ley Orgánica de Hidrocarburos de 2006, secaracterizan por su fuerte centralismo (concentración delas decisiones en el Poder Ejecutivo) en detrimento de lanecesaria autonomía operativa de las empresas estatalesy privadas, así como por el exceso de discrecionalidadque atribuye al Ejecutivo Nacional en la toma de deci-siones y al momento de ejercer el control sobre los ope-radores públicos y privados del sector.

Asimismo, tanto esa Ley Orgánica de Hidrocarburosde 2006 como la Ley de Regularización de la Participa-ción Privada en las Actividades Primarias Previstas de2006, el Decreto con Rango, Valor y Fuerza de Ley deMigración a Empresas Mixtas de los Convenios de Aso-ciación de la Faja Petrolífera del Orinoco, así como delos Convenios de Exploración a Riesgo y GananciasCompartidas de 2007 y la Ley sobre los Efectos del Pro-ceso de Migración de Empresas Mixtas de los Conveniosde Asociación de la Faja Petrolífera del Orinoco; mues-tran, en desprecio de la amplitud que muestra la Consti-tución de 1999 en este aspecto, mucha precariedad einsuficiencia al fijar los cauces o formas de participaciónprivada en las actividades de hidrocarburos y sus deriva-dos en el país (a nivel de actividades primarias, sólo me-diante empresas mixtas estatales), desaprovechando lasoportunidades constitucionales para incentivar, promovery aumentar en materia petrolera la inversión privada,nacional y extranjera, y lograr el aumento de empleos,producción de bienes, pago de tributos y compromisos deresponsabilidad social a favor de las comunidades.

La discrecionalidad para la operación de las activida-des primarias en las empresas mixtas, el otorgamiento de


licencias y permisos, la revocatoria de éstos, la declarato-ria de servicios públicos y la fijación de precios de servi-cios y de bienes en forma unilateral, generan inseguridadjurídica a la inversión privada, desconfianza en las ins-tancias de control y desestimulo a mantener y aumentarlas inversiones en las diversas actividades, pues no existesuficiente estabilidad jurídica y garantías con la actuallegislación para lograr que hayan más actores interesa-dos en quedarse en Venezuela y en traer nuevas inver-siones para desarrollar actividades primarias, de refino,industriales o de comercio interno, entre otras.

Tan o más grave que lo anterior, es la vigencia deleyes como las de Regularización, Migración y de Efectosantes mencionadas, como la Ley Orgánica de Reorde-namiento del Mercado Interno de los Combustibles Lí-quidos y la Ley Orgánica que Reserva al Estado Bienes yServicios Conexos a las Actividades Primarias de Hidro-carburos, cuyas normas, en general, han permitido lacomisión por el Ejecutivo Nacional de graves violacionesa los derechos de propiedad de particulares tanto nacio-nales como extranjeros que realizaban actividades prima-rias, actividades conexas a dichas actividades primarias yactividades de distribución, almacenamiento y comer-cialización de bienes derivados de hidrocarburos, comoson los combustibles líquidos, con nefastas consecuenciasen el ámbito laboral, tributario, de prestación de serviciosa la industria petrolera estatal y sobre el patrimonio dela República, que en lugar de servir a la prestación deservicios de seguridad, salud y educación, está siendo yseguirá siendo utilizado para indemnizar esas violaciones.

Para agravar lo expuesto, rige en nuestro país, ocultobajo un falso discurso nacionalista que cada día empeorael atractivo de invertir en materia de hidrocarburos enVenezuela, un obsoleto sistema de regalías y tributacióndesproporcionado, estructurado en forma desordenada ycoyuntural, que no permite obtener los ingresos patrimo-niales y tributarios y los beneficios sociales que deberíanpercibir el Fisco Nacional y la familia venezolana por las


actividades en materia de hidrocarburos, y que generafuertes desestímulos a la vez la inversión privada nacio-nal y extranjera en Venezuela, haciéndole perder frente asus competidores opciones de recibir inversiones para laexplotación del negocio petrolero a favor de la Nación.

Básicamente, este sistema opera como una barreramás a la inversión, lo cual se ha agravado con la crea-ción en 2011 de los impuestos a los precios extraordina-rios y a los precios exorbitantes, no porque no tenga elEstado en nombre de la Nación derecho a tributar yobtener mayor ganancia a través de impuestos las ma-yores utilidades que generen los operadores estatales yprivados en el sector petrolero y sus derivados, sino por-que con los restantes impuestos y regalía vigentes, estosimpuestos terminan de colocar a Venezuela entre los paí-ses menos atractivos para invertir, innovar y generarcon ello más empleos, impuestos no petroleros y otrosbeneficios sociales.

Finalmente, a pesar de existir ejemplos exitosos enotros países petroleros en los cuales apoyarse, así comopropuestas planteadas desde diversos sectores en ese sen-tido, la vigente Ley Orgánica de Hidrocarburos de 2006no contiene normas creadoras de un órgano con autono-mía funcional que opere como un Fondo Patrimonialque, al mismo tiempo, asegure el ahorro de la Nación ydestine parte de los ingresos por concepto de actividadesde hidrocarburos a la inclusión social y al progreso de laNación mediante pagos individuales a los venezolanosmayores de edad.

Frente a todos los problemas e insuficiencias detalla-dos, se propone esta Ley de Reforma Parcial de la LeyOrgánica de Hidrocarburos y la derogación de una seriede leyes vigentes, nombradas en forma previa, en la ma-teria de hidrocarburos, con el propósito de dar respuestay resolver las fallas normativas, institucionales, económi-cas, tributarias y constitucionales descritas, así como delograr un marco legislativo uniforme, apegado a la


Constitución y eficaz, que garantice los intereses de laNación venezolana y que contenga suficientes garantíase incentivos para la participación de los privados, nacio-nales y extranjeros, en las actividades primarias, de refi-no, industrialización y de comercialización de hidrocar-buros y sus derivados.

En tal sentido, se propone la modificación y la adiciónde algunas normas a la Ley Orgánica de Hidrocarburos,y derogar las leyes vigentes inconstitucionales e inconve-nientes para el desarrollo óptimo de las actividades dehidrocarburos naturales y derivados en el país, a fin deeliminar el exceso de regulaciones, brindar coherencia ala legislación nacional y facilitar la aplicación y el cum-plimiento por el Estado y los particulares de la legisla-ción en la materia.

Se plantea la descentralización de la toma de decisio-nes mediante la separación de la función política, de lafunción técnica y de la actividad operativa en materia dehidrocarburos, mediante la limitación de las competen-cias de la Administración central con competencia en lamateria y la creación de un Ente regulador autónomo yautárquico, supervisor y recaudador; y la Comisión Na-cional de Energía, siguiendo ejemplos exitosos en la ma-teria como los de Brasil, Noruega, Colombia, EE.UU.,entre otros.

Como aspecto central de la reforma, apoyados en laConstitución de 1999 (artículos 302 y 303), se propone,con el propósito de lograr seguridad jurídica, estabilidad,transparencia y búsqueda del mayor beneficio para laNación, ampliar los cauces de participación privada entodos los tipos de actividades sobre hidrocarburos y susderivados, en especial en las primarias, con la incorpora-ción de la figura de convenios que podrá celebrar el Eje-cutivo Nacional o las empresas estatales con particularespara la realización de actividades primarias, que actual-mente sólo pueden ejecutar las empresas estatales y lasmixtas (también estatales), superando con ello los prejui-


cios ideológicos contrarios a la Constitución de 1999, quecondenan al pueblo venezolano a no disfrutar de todoslos beneficios y oportunidades de progreso que puede ge-nerar la participación privada en este sector de la econo-mía, para lo cual se ha tenido en cuenta no sólo lapropia experiencia venezolana, sino también las de otrospaíses que compiten con Venezuela, que con pragma-tismo han asumido la importancia y utilidad de la aso-ciación con los inversionistas locales y extranjeros.

Se trata de ampliar oportunamente los medios de par-ticipación privada, en condiciones de respeto a la inver-sión, garantía de operatividad y de satisfacción directa delos intereses nacionales, pues los grandes desafíos quetiene nuestro país de continuar y profundizar la explora-ción de sus reservas, de elevar la producción de hidro-carburos naturales a través de Petróleos de Venezuela,S.A, y las demás empresas estatales y privadas que ope-ren, de actualizar su infraestructura para asegurar ópti-mos niveles de producción, ser competitiva, de ampliar ydiversificar el mercado de refino y derivados en general,mejorar la distribución y comercialización, entre otros, nolos podrá asumir y superar sin contar con esa participaciónprivada.

Como garantías de respeto a la inversión, de seguridadjurídica, respeto a los derechos de libre empresa, propie-dad privada y de los trabajadores, así como para evitarnuevas futuras demandas contra la República derivadasde estas decisiones legislativas inconsultas, ideológicas ycontrarias al texto constitucional de 1999, se propone laderogatoria de las leyes violatorias de los derechos antesmencionados, cuyo respeto es indispensable para el in-cremento de la producción y de los ingresos por conceptode actividades en materia de hidrocarburos, así como darinicio a un proceso de restablecimiento, en donde hayalugar a ello, de los derechos vulnerados.

En tal sentido, leyes que resultaron contrarias al desa-rrollo de las actividades sobre hidrocarburos y sus deri-


vados, así como confiscatorias de los derechos de propie-tarios y trabajadores de empresas que operaban en lasactividades primarias, de comercialización de combusti-bles líquidos o conexas a las primarias, como son las yanombradas Ley de Regularización de la ParticipaciónPrivada en las Actividades Primarias Previstas de 2006,el Decreto con Rango, Valor y Fuerza de Ley de Migra-ción a Empresas Mixtas de los Convenios de Asociaciónde la Faja Petrolífera del Orinoco, así como de los Con-venios de Exploración a Riesgo y Ganancias Comparti-das de 2007 y la Ley sobre los Efectos del Proceso deMigración de Empresas Mixtas de los Convenios de Aso-ciación de la Faja Petrolífera del Orinoco; así como delos Convenios de Explotación a Riesgo y GananciasCompartidas de 2007, Ley Orgánica de Reordenamientodel Mercado Interno de los Combustibles Líquidos y laLey Orgánica que Reserva al Estado Bienes y ServiciosConexos a las Actividades Primarias de Hidrocarburos,son derogadas por esta reforma parcial.

Atendiendo a la denunciada falta de separación de lasfunciones políticas, técnicas y de operación económica enel sector hidrocarburos, se proponen un conjunto de nor-mas que crean y definen las funciones, competencias ypotestades de la Comisión Nacional de Energía, y delEnte Regulador, promotor y garante de la competenciaen este sector esencial de la economía nacional.

En definitiva, se propone en esta reforma de la LeyOrgánica de Hidrocarburos, siguiendo por lo demás unrégimen hoy día contenido en la vigente Ley Orgánicade Hidrocarburos Gaseosos (en la que se creó el EnteNacional del Gas) que este nuevo ente asuma, algunasdesde su creación y otras en forma progresiva, las fun-ciones de evaluar técnicamente las reservas naturales depetróleo y gas; otorgar licencias y permisos para realizartodas las actividades (exploración, explotación, refina-ción, procesamiento, transporte, comercialización, impor-tación y exportación); inspeccionar, auditar y fiscalizarempresas; imponer las penalidades administrativas y mo-


netarias reglamentarias; establecer las metodologías parafijar los precios de los hidrocarburos en el mercado inter-no; organizar, mantener y publicar bancos de datos rela-cionados con la industria de los hidrocarburos; y orga-nizar un sistema nacional de investigación y desarrolloen hidrocarburos y cooperar con otros entes regulatoriosen el sector energético en asuntos de interés común.

Otro aspecto central de la reforma parcial que se pro-pone con miras a incrementar en forma sostenida y ra-zonable los ingresos tributarios por concepto de acti-vidades sobre hidrocarburos y sus derivados a favor delFisco Nacional y del “Fondo Patrimonial de los Venezo-lanos” que se propone crear, es un sistema de ajusteproporcional del ingreso por concepto de regalías, queestará todavía por encima del promedio mundial aún delos países que integran la OPEP, la reordenación del caó-tico sistema de impuestos a las actividades de hidrocar-buros vigente, mediante la supresión de algunos de estosimpuestos y el incremento de otros, en especial, del im-puesto sobre la renta a las empresas estatales y privadas,con el fin de incentivar la inversión y hacer más compe-titiva a Venezuela frente a otros países productores depetróleo, atendiendo a las más confiables y beneficiosasregulaciones fiscales y tributarias vigentes en otros países(caso de Noruega) para los propietarios del recurso, ennuestro caso, la Nación.

Lo que se propone, tomando en cuenta los aspectosgeográficos, geológicos, climáticos, culturales y de otraíndole que hacen siempre atractivo al mercado venezola-no en términos de costos para los inversionistas privados,es que se revise el denominado Government Take. Así, elfin es lograr pasar de un sistema de regalía y tributos quees una barrera a la inversión a uno que sea un estímulopara ésta, al tiempo que una fuente de crecientes y establesingresos para el Fisco Nacional y el Fondo de Previsión, alincentivar el aumento de la producción y de los procesoseconómicos asociados a la manufactura, industrialización ycomercialización de los hidrocarburos y sus derivados.


Por último, a fin de superar la inaceptable y contrariaa la justicia social falta de normas en la Ley Orgánicade Hidrocarburos que garantice la financiación con in-gresos petroleros de la salud, la educación y otras activi-dades dirigidas al bien colectivo, se propone la creaciónde un fondo especial, llamado Fondo Patrimonial de losVenezolanos, independiente del gobierno, para evitar sumanejo político, con la finalidad de estabilizar el ingresofiscal dada su dependencia de los ingresos por actividadesde hidrocarburos, operar como instrumento de ahorroexterno, diversificar los activos de la Nación y contribuira la formalización e inclusión social mediante la consti-tución de fideicomisos para todos los venezolanos mayo-res de 18 años, al tiempo que se propone la máximatransparencia y limitación de la discrecionalidad admi-nistrativa en la identificación y manejo de los aportes delos que se nutrirá el Fondo.

El Fondo propuesto, ofrece ocho ventajas principalespara el Estado y la sociedad venezolana: 1) servirá paraestabilizar el ingreso fiscal, reducir los ingentes costosasociados a la volatilidad antes aludidos y facilitar la eje-cución de una política económica anticíclica; 2) ayudaráa eliminar la incertidumbre en cuanto al nivel de ingre-sos petroleros en la formulación del presupuesto nacionalya que para el momento de conformar el presupuesto seconocerá con bastante exactitud el promedio de ingresode los últimos tres años; 3) servirá como instrumento deahorro externo que, aunado a la reducción de la vola-tilidad, mitigará el efecto de gasto (sobre-absorción) dela “enfermedad holandesa”, que tiende a sobrevaluar latasa de cambio real con la consecuente pérdida decompetitividad en los sectores transables de la economía;4) diversificará los activos de la Nación transformandoparte de las reservas de hidrocarburos en inversiones enactivos externos; 5) facilitará la deseable separación delas decisiones de producción petrolera de las decisionesde gasto del ingreso petrolero, contribuyendo desde elpunto de vista institucional a disminuir la perniciosa in-


terferencia mutua entre los organismos gubernamentalesencargados de cada uno de estos aspectos; 6) estableceráentre los venezolanos una sana relación contribuyente-Estado en la que el Estado es sostenido por los ciudada-nos y no al revés como ha sido percibido hasta ahora, loque de suyo llevará a una mayor exigencia en cuanto atransparencia y eficiencia en el gasto público por partede los contribuyentes; 7) será un muy útil instrumentode formalización e inclusión social al generar un registroconfiable de todos los venezolanos mayores de dieciocho(18) años e incorporar a los sectores más desasistidos alsistema financiero, al tiempo que hará posible que estossectores tengan cabida en un sistema de fondos de retirocon cobertura universal, fortaleciendo así el ahorro inter-no y la inversión, que complementará las políticas ordi-narias para la superación de la pobreza que apliquen losdiferentes Gobiernos; 8) contribuirá a que el ciudadanocomún, definitivamente, se preocupe de la buena marchade la industria petrolera y de la solidez del Fondo, puesesto se reflejará directamente en sus ingresos, es decir,creará “dolientes” del buen desempeño de la industria enel mediano plazo y tornará anti-popular el “exprimirla”para obtener beneficios en el corto plazo a expensas delrendimiento futuro (…).

II. Creación de un Ministerio de Energía moderno.

El fortalecimiento de la institucionalidad y la gober-nabilidad del sector pasa por:

1. Separar los cargos de Presidente de PDVSA del deMinistro de Petróleo, rescatando el rol del actual Ministe-rio de Petróleo y Minería (que su nombre debe volver aser Ministerio de Energía) como rector de la políticaenergética y petrolera del país y responsable de garanti-zar la seguridad energética del país.

2. Crear un Ministerio de Energía moderno que tengacomo misión principal preparar las políticas energéticas,por la que debe regirse el sector, así como promover los


estudios e investigaciones relacionados con el mismo. Laspolíticas que proponga el ministerio, por su iniciativa opor iniciativas de la Comisión Nacional de Energía (quetambién debe refundarse), al Poder Legislativo, deberánconvertirse en Leyes y Reglamentos. Adicionalmente, es-tarán adscritas al despacho de Energía las Oficinas,Agencias y Comisiones, para comunicarse con los ciuda-danos y garantizar sus derechos, en especial la libertadde empresa, el respeto a las entidades privadas y latransparencia en la información. La esencial característi-ca de estos organismos, aun cuando están adscritos alministerio, es su independencia funcional y operativa delEjecutivo, es decir del gobierno de turno.

3. Este Ministro de Energía representará al país en losforos y asociaciones internacionales en materia de ener-gía; impulsará y apoyará la investigación aplicada y eldesarrollo en materia de energías renovables y no reno-vables, así como promoverá con las universidades e ins-tituciones privadas estudios en las áreas de petróleo,geología, cuencas hidráulicas, energías renovables, com-bustibles, y otros usos. También será el responsable delas publicaciones oficiales contentivas de la informaciónhistórica nacional e internacional sobre energía y su re-lación con la economía venezolana (el actual Petróleo yOtros Datos Estadísticos-PODE, que tiene 50 años publi-cándose).

III. Constituir una verdadera COMISIÓN NA-CIONAL DE ENERGÍA.

Esta debe ser autárquica e independiente del gobiernode turno, como ente responsable de la elaboración depropuestas de políticas públicas para el Sector Energético(Ministerio de Energía y Asamblea Nacional) y de velarpor el cumplimiento de las mismas. Estará constituidopor nueve comisionados, designados por la 2/3 partes dela Asamblea Nacional, de un conjunto calificado de ve-nezolanos postulados por entes y asociaciones vinculadoscon sus actividades, tales como: Academias, universida-


des, empresarios (de las empresas petroleras, empresasde Bienes y Servicios, y Banca, entre otros), trabajadores,asociaciones profesionales, etc. Los comisionados duraránsiete años en sus funciones, pudiendo ser reelectos. Elproceso de designación deberá asegurar la continuidaddentro de la Comisión.

IV. Crear un ENTE NACIONAL REGULADORDE LOS HIDROCARBUROS.

Responsable de la administración, implantación y vigi-lancia del cumplimiento de las políticas públicas corres-pondientes y regule las actividades de búsqueda, cap-tación, aprovechamiento, conversión, transporte, distribu-ción y comercialización tanto en el mercado nacional,como en el internacional de todos los tipos de hidrocar-buros empleados en el país.

El Ente Nacional para los Hidrocarburos(ENAHID), Ente Regulador, propuesto debe crearse en lareforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos vigente,con la siguiente estructura legal:

Exposición de motivos:

Con el objeto de dar cumplimiento a las políticas pú-blicas definidas para el sector, como son:

1) Promover el desarrollo de la industria de los hidro-carburos en todas sus fases;

2) Aumentar la explotación y usos del gas natural ysus componentes;

3) Promover la libre competencia;

4) Atraer el mayor número de inversiones nacionalese internacionales en todas las actividades;

5) Las regalías producto de la explotación de los hi-drocarburos irán directamente a los ciudadanos y a pro-yectos específicos de infraestructura;


6) Promover el mercado de capitales permitiendo lacanalización del ahorro nacional hacia los distintos as-pectos de la actividad petrolera;

7) Coadyuvar en la definición del rol de los diferentesentes públicos y privados que participan en el sector; y

8) Maximizar la inserción nacional en acuerdos ener-géticos hemisféricos. Igualmente, para avanzar en el de-sarrollo de la industria de los hidrocarburos como untodo se hace necesario definir el rol del Ejecutivo Nacio-nal, representado por el Ministerio de Energía, en mate-ria de hidrocarburos.

Es necesario cambiarle el carácter controlador, fis-calizador y regulador que históricamente ha tenido. Es-tas actividades deben ser realizadas por un Ente Regu-lador para los Hidrocarburos que crea esta Ley, permi-tiendo así que el Ministerio de Energía se concentre ensu razón de ser que no debe ser otra que la de elaborarlas políticas públicas, que deben transformarse en leyes,que rijan el sector, contando con los mejores recursoshumanos en la materia.

Articulado

Artículo - Se crea el Ente Nacional para los Hidro-carburos (ENAHID) para garantizar la aplicación de laspolíticas públicas que se establezcan para el sector y re-gular todas las actividades de exploración, explotación,procesamiento, refinación, mejoramiento, transporte, dis-tribución y el comercio interno y exterior de los hidro-carburos, sus componentes y derivados principales.

Artículo - El Ejecutivo Nacional, por órgano del EnteNacional para los Hidrocarburos (ENAHID), ejercerá lacompetencia nacional en materia de los hidrocarburos alos cuales se refiere esta Ley y en consecuencia, podráplanificar, vigilar, inspeccionar y fiscalizar a todos losfines previstos en las leyes, las actividades relacionadascon los mismos.


Artículo - El Ejecutivo Nacional, por órgano delEnte Nacional para los Hidrocarburos (ENAHID), dicta-rá medidas que propicien la formación y la participaciónde capital nacional en las actividades señaladas en estaLey, así como aquellas necesarias para que los bienes yservicios de origen nacional concurran en condiciones detransparencia y no desventajosas en el desarrollo de pro-yectos relacionados con las indicadas actividades.

Artículo - El Ente Nacional para los Hidrocarbu-ros (ENAHID) tendrá las siguientes atribuciones:

1. Implementar las políticas públicas emanadas delMinisterio de Energía en materia de hidrocarburos.

2. Promover los estudios para la delimitación de lasáreas y bloques con el propósito de otorgar las licenciasque sean necesarias para la exploración y el desarrollode los recursos de hidrocarburos

3. Delimitar las áreas geográficas en las cuales se rea-lizarán las actividades de exploración y explotación delos hidrocarburos, de acuerdo con lo que establezca elReglamento.

4. Facilitar el desarrollo y desenvolvimiento del mer-cado interno y del comercio exterior de las materias su-jetas a regulación.

5. Desarrollar el concepto de la taquilla única paraatender todas las solicitudes, permisos y otros asuntos.

6. Regular la ejecución de los estudios geológicos ygeofísicos para la exploración por recursos de petróleo ygas en todo el territorio nacional.

7. Preparar las bases y organizar las rondas para elotorgamiento de licencias para exploración y explota-ción de los recursos de petróleo y gas.

8. Elaborar los reglamentos, resoluciones y circularesque sean necesarias para el desarrollo de las actividadesseñaladas en esta Ley.


9. Otorgar las licencias y los permisos para realizartodas las actividades de exploración, explotación, refina-ción, procesamiento, transporte, comercialización, impor-tación y exportación, bajo los términos establecidos enesta Ley y sus reglamentos.

10. Establecer las metodologías para el establecimientode los precios de los hidrocarburos que se distribuyan enel mercado interno.

11. Establecer las metodologías para el establecimientode las tarifas de almacenamiento, transporte y distribu-ción de los hidrocarburos.

12. Inspeccionar y fiscalizar las actividades relaciona-das con esta Ley e imponer las penalidades administrati-vas y monetarias que prevean los reglamentos.

13. Dirimir las situaciones de servidumbres y expropia-ciones relacionadas con las actividades de esta Ley.

14. Estimular la investigación y la adopción de nuevastecnologías para la exploración, explotación, refinación,procesamiento, almacenamiento y transporte de los hi-drocarburos.

15. Organizar y mantener la información técnica ybancos de datos relacionados con la industria de los hi-drocarburos.

16. Consolidar mensual y anualmente la informaciónque proveen las compañías y entes gubernamentales enmateria de reservas, producción, manufactura y utiliza-ción de los hidrocarburos, teniendo la responsabilidad dehacerlos públicos, con la frecuencia del caso, por los me-dios más convenientes en cada caso.

17. Cooperar con otros entes regulatorios en el sectorenergético en asuntos de interés común.

Artículo - El Ente Nacional para los Hidrocarbu-ros (ENAHID) es un ente desconcentrado, con patrimo-nio propio e independiente del Fisco Nacional; gozará deautonomía funcional, administrativa y financiera en el


ejercicio de sus atribuciones y estará adscrito al Ministe-rio de Energía.

Artículo - La sede del Ente Nacional para losHidrocarburos (ENAHID) será la ciudad de Caracas ypodrá establecer dependencias en otras ciudades del país,en coordinación con los respectivos Concejos Municipalespara el caso de la actividad de transporte y distribuciónde los hidrocarburos.

Artículo - Su directorio estará formado por expertosen las materias a regular. Su organización, descripcionesde puestos, forma de selección y atribuciones serán defi-nidas en el reglamento que deberá publicarse a los 90días de promulgada la presente Ley.

Artículo - El Ente Nacional del Gas (ENAGAS)pasa al ENAHID en un periodo de 90 días posteriores ala promulgación de la presente Ley.

Artículo - Todas las oficinas regionales del Ministe-rio de Energía y Minas que atienden las actividades rela-cionadas con esta Ley pasan al ENAHID en un periodode 90 días.

Artículo - Los ingresos del Ente Nacional para losHidrocarburos (ENAHID) serán los siguientes:

1. El aporte inicial que realice el Ejecutivo Nacional;

2. Las contribuciones especiales anuales de los produc-tores de petróleo y gas, refinadores, procesadores trans-portistas, distribuidores y comercializadores, las cuales nopodrán exceder el xxxxxxxxx por ciento (x,x%) de losmontos de sus ventas en el mercado interno y en elinternacional. Dichas contribuciones deberán ser pagadaspor las empresas mensualmente al Ente, según normati-va que se elaborará. De no ser canceladas en el plazoestipulado se aplicarán intereses de mora de acuerdo conla tasa-activa del mercado;

3. Las donaciones, aportes, y cualesquiera otros bieneso derechos que reciba de personas naturales o jurídicas;


4. Los ingresos provenientes de las sanciones aplica-das;

5. Cualquier otro aporte que reciba de conformidadcon la legislación vigente.

Artículo - Los directivos y empleados del Ente Nacio-nal para los Hidrocarburos (ENAHID) no serán consi-derados funcionarios o empleados públicos.

Artículo - El personal del Ente Nacional para losHidrocarburos (ENAHID), con excepción de los miem-bros de la Junta Directiva, será designado por su Presi-dente, previa aprobación de los miembros la JuntaDirectiva, seleccionado mediante procesos de convocato-ria y concurso públicos y con base en principios de capa-cidad y méritos, y tendrá regímenes especiales de contra-tación, administración de personal, salarios y prestacio-nes que garanticen la idoneidad para el cumplimiento desus funciones. El Ente Nacional para los Hidrocarburos(ENAHID) elaborará y someterá a la aprobación delPresidente de la República, por órgano del Ministerio deEnergía y Minas y previa opinión técnica de la OficinaCentral de Personal, su estatuto de personal.


10.2. Leyes del Servicio Eléctrico 1999 y 2010

Ing. Víctor J. Poleo Uzcátegui1

Introducción

Nos ocupa abreviar aquí una suerte de crónica razo-nada de las circunstancias políticas (propiedad del siste-ma), económicas (precios de las energías, tarifas einversiones) y corporativo-institucionales (Arquitecturadel Sector) que ambientaron la formulación de las leyeseléctricas de 1999 y 2010. Toda ley eléctrica es de natu-raleza política y su razón de ser es el usuario eléctrico.Post hechos del 2002, la ley eléctrica del 99 fue adver-sada alegándose “neoliberal” y declarada en vacatio legis,en consecuencia sus bondades no pudieron ser refutadaso probadas.

En oposición, la ley eléctrica del 2010 emerge progre-sivamente de una década de políticas “socialistas” y susbondades devinieron en crisis eléctrica. Dicho de otra for-ma: los intereses (ideológicos) de gobiernos y (mercanti-les) de las empresas eléctricas mal pueden ser privi-legiados ante el bienestar del usuario. Legislar la con-ducción del servicio eléctrico es tanto como cuidar labuena salud de la Economía y de la Sociedad. Legislar laelectricidad, sin embargo, reclama un buen conocimientodel Sistema Eléctrico, tal vez el más complejo entre lossistemas e industrias de servicios. Si la piedra angular dela ley del 99 fue la asignación óptima de energías prima-rias, la ley del 2010 consagró la anti-planificación. Nopor azar los ministros con mayores competencias en am-bas leyes son un mismo tándem: Alí Rodríguez Araque,en Energía (1999-2000) y Electricidad (2010), y JorgeGiordani en Planificación (desde 1999 a la fecha).


1 Decreto-Ley del Servicio Eléctrico 19992

En Septiembre 1999 –y ya transcurrido poco más deun siglo de industria eléctrica en Venezuela- los venezo-lanos todos, usuarios eléctricos que somos, tuvimos nues-tra primera ley eléctrica.

1.1. Cambio de propiedad

Durante los tres últimos lustros del siglo XX nos ocu-rría un proceso de privatización de las empresas eléctri-cas estatales (salvo EDELCA), un proceso anclado en elFondo de Inversiones de Venezuela, detentador mayori-tario de su propiedad. Ya en Octubre 1998 tuvo lugar laprivatización del Sistema Eléctrico de Nueva Esparta yen el primer semestre de 1999 habría de consumarse laprivatización de SEMDA (Sistema Eléctrico Monagas-DeltaAmacuro, ex CADAFE), ENELVEN (Zulia) y ENELBAR(Lara), seguidas luego de la privatización de las restantescuatro (4) filiales regionalizadas de CADAFE.

El 28 de Diciembre de 1998 le indicamos al Directoriodel FIV la conveniencia de detener el programa deprivatizaciones a realizarse en el año 1999. Argüíamosentonces que, en aras de un deseable cambio de propie-dad de las estatales termoeléctricas, era necesario remo-ver primero ineficiencias corporativas e instituir unainequívoca disciplina en la formación de precios de lasenergías primarias y de las tarifas eléctricas. Ineficienciascorporativas eran entonces, entre las más preocupantes,las pérdidas no técnicas en CADAFE (ca. 30% de la ge-neración bruta nacional), crecientes fallas en Generación-Transmisión (ca. 50 fallas mayores de 100 MW en1998), el magro desempeño en termoeléctricas comoPlanta Centro (50% de histórica disponibilidad en sus 5turbinas de 400 MW cada una) y un accidentado proyec-to Uribante-Caparo. En buena medida, las ineficiencias deCADAFE, la estatal con mayor presencia nacional, ani-daban en su verticalizada estructura corporativa, unabarrera al control de sus costos y un nicho para nego-


ciados ilícitos. Sin ley eléctrica, en definitiva, mal podría-mos desanudar los nudos del Sector y, menos aún, dibu-jar un creíble mapa de ruta para los capitales privados,nacionales o no, que potencialmente participarían en elcambio de propiedad de las empresas termo-eléctricas es-tatales. Tal aserto, por demás, es simétrico con genuinoscapitales de inversión. Si de propiedad estatal se trata, elEstado se reserva el dominio de los recursos y desarrolloshidroeléctricos del Caroní-Paragua, Caura y Andes, aménde los combustibles termoeléctricos y de la Empresa Na-cional de Transmisión (ver 1.3). El universo restante demáquinas termoeléctricas es privatizable. En un mejorfuturo y vía concesiones, la distribución cambiaría supropiedad a manos de trabajadores y usuarios eléctricos.Tal fue el mapa de ruta de la ley eléctrica del 99 enmateria de propiedad de los activos eléctricos.

1.2. Precios de las energías primarias, tarifaseléctricas e inversiones

En contravía al paradigma de unicidad de la energía(la energía es una sóla, sus formas físicas son diferen-tes), la conceptualización histórica de precios de lahidroelectricidad en el Bajo Caroní descansaba en elusi-vas categorías como primaria y secundaria –energíasfirme y de sustitución–, dando lugar así a indeseablestransferencias de rentas desde el Bajo Caroní a la Elec-tricidad de Caracas y CADAFE, sus re-vendedores. Tanintolerable desequilibrio financiero se había fraguada alcalor de la Oficina para la Planificación y Operación delSistema Interconectado (OPSIS, Diciembre de 1988), unacuerdo cooperativo entre las empresas EDELCA,CADAFE, EDC y ENELVEN. Tal vez por descuido, queno por desconocimiento, OPSIS tuvo en sus manos lasolución a este desequilibrio económico y ella es la lla-mada solución dual, implícita en el arbitraje físico deldespacho económico de cargas, i.e.: la asignación óptimade la mezcla hidro-termo en un horizonte a 5-10 años.La Teoría de Optimización establece, de facto, competen-cia perfecta entre generadores y su arbitraje virtual es


tarea de un modelo matemático de despacho óptimo decargas (PLHITER)3, modelo que es a su vez herramien-ta para la planificación a mediano y largo plazo. Uno ysólo un sistema de precios en equilibrio existe en funcióndel precio de la hidroelectricidad FOB Bajo Caroní (deconducta estocástica en el tiempo), marcador de los pre-cios de los combustibles termoeléctricos en los nodos es-paciales del Sistema Interconectado Nacional y, porende, de los precios de generación termoeléctrica. Enbuena teoría, los generadores ineficientes saldrían del sis-tema. La ley eléctrica de 1999, en esencia, instituyó unModelo Económico para la formación de precios delkWh en los nodos de la red troncal, indexando al preciohidro-Caroni (energía dominante) un sistema en equili-brio. Así entonces, la planificación en el tiempo habríade estar en correspondencia con una inevitable expansióntermo-eléctrica ya avizorada para los inicios del sigloXXI. En el mediano plazo, en efecto, los cuatro desarro-llos hidroeléctricos en el Bajo Caroní (Macagua, Guri,Caruachi y Tocoma: 17.000 MW) cederían su dominanteposición de un 70% de la oferta eléctrica nacional a unemergente centro de gravedad nutrido de combustiblesproducidos por la industria petrolera (diesel y residuales,gas y orimulsión). Por extensión, se establecería así unúnico e inequívoco precio de re-venta de la hidroelectri-cidad del Bajo Caroní a sus compradores en la geografíanacional. Este modelo matemático, suerte de kit deoptimización, fungiría como virtual “mercado mayoris-ta”, un término que equívocamente se asoció a “compe-tencia salvaje” (open cry) y, por ende, a neoliberalismo.Válido concluir, en consecuencia, que nuestra primeraley del Servicio Eléctrico sería piedra angular para fun-damentar una arquitectura institucional del Sector queprivilegiase la minimización de metros cúbicos de aguaaliviados en el Bajo Caroní y la quema innecesaria decombustibles termoeléctricos.

A su vez, el atávico tratamiento numérico por el Mi-nisterio de Energía de las tarifas eléctricas más asemeja-


ba una colcha de retazos de “factores de ajustes” (FAVIs,FACEs y CACEs) que a un lógico modelo para lajustipreciación de los costos operativos y de las inversio-nes a futuro. La entente entre el MEM y las empresaseléctricas era la de una recurrente capoeira. Bien conoci-do es que en economías no saturadas eléctricamente, lasinversiones se duplican cada 15-20 años. Pliego tarifario1998 y pliego tarifario 2000-2002. Congelación de tarifashasta hoy.

1.3. Arquitectura del Sistema Eléctrico Nacional

No existiendo dos sistemas eléctricos iguales, hay mily una formas de (re)organizar un sector eléctrico y, enconsecuencia, es un problema singularizado para Vene-zuela la identificación de la mejor arquitectura ins-titucional y corporativa de su Sector Eléctrico, es decir:identificar aquella que mejor sirve al usuario eléctrico. Asílas cosas, la ley ordenó la desverticalización (separaciónmercantil) de las actividades de Generación-Transmisión-Distribución para así, con base en ello, instituir primerouna Empresa Nacional de Transmisión (ENT), fusióncorporativa de las líneas troncales en muy alta tensiónde EDELCA, CADAFE y ENELVEN. La ENT, un viejodesiderátum del Sector y neonata en 2001, desvertebraríauna CADAFE tan ya irrecuperable como que tambiénsatisfizo en los 80s su mandato de electrificar el país (un95% de poblaciones mayores de 5.000 habitantes).

Casa Matriz; fue una propuesta para que, desmante-lando Cadafe, instituir una nueva arquitectura del sector.En sus artículos 6, 10, 108 y 119, veta las casas matricesCORPOELEC.

2. Política eléctrica durante 2000-2010

Conjunto de leyes post 2003: ambientan la ley 2010,en si misma vacía de política eléctrica.

2.1 Desnacionalización de la EDC En Abril 2000 -aapenas 4 meses de la promulgación de la ley eléctrica- presenciamos y rechazamos la primera gran agresión al


Sector Eléctrico por el Ejecutivo revolucionario: la des-nacionalización de la Electricidad de Caracas (EDC), elmás antiguo (1895) y emblemático de los capitalesnacionales. Con la explícita anuencia presidencial y delentonces ministro del MEM (Alí Rodríguez), la EDC fuetomada en Oferta Pública de Acciones4 hostil por la AESCorporation, empresa norteamericana sin tradición en laindustria eléctrica y cuyos capitales de inversión se vin-culaban entonces al Departamento de Estado. Es nuestraconjetura, salvo prueba en contrario, que en el imagina-rio de la revolución se ensayó la desnacionalización de laEDC como un golpe temprano a la oligarquía (inocuopropósito: 75% de las acciones de EDC estaban en ma-nos de capitales varios, usuarios y sus trabajadores). Si lacompra de la EDC por AES Corporation violentaba laConstitución y la Ley Eléctrica de 1999 y por ello fueimpugnada su venta ante el TSJ y admitida la demandaen 2006, más grave todavía es que en 2007 la Naciónre-comprara de la AES bienes en litigio. Este mismo Go-bierno que permitiera la desnacionalización de la EDC enMayo 2000, invocó en 2007 razones de Estado (sic) paragobiernizarla (que no estatizarla) pero pretende desconocerque, por idénticas razones, la Sala Constitucional del TSJconsidera todavía hoy en litigio sus activos empresariales,cfr.: Expediente TSJ No. 1939. Desde Mayo 2000, en efec-to, AES Corporation ha sido asumida como propietaria dela empresa C.A. Electricidad de Caracas a raíz del írritointercambio de acciones fraguado mediante su hostil OfertaPública de Adquisición (OPA) durante los primeros mesesdel 2000. En aquel entonces, doce años hace, el actualGobierno transgredió la Constitución de la República Boli-variana de Venezuela en su Artículo 150 permitiendo, sin laaprobación de la Asamblea Nacional, la cesión de un 82%de las acciones de la EDC, una empresa de interés público,a una sociedad extranjera no domiciliada en Venezuela.

2.2 Tuercas y tornillos para el Estado

La subinversión acumulada por más de ocho años,más $5 mil millones pre 1999, responde a la dificultad


del Estado para aportar capital y a rezagos tarifarios quelimitan la captación de recursos

3. Ley Orgánica del Sistema y del Servicio Eléc-trico 20105

Inventario de declaraciones generalistas, vacío de con-tenido en política eléctrica, política contenida en leyesque le preceden.

Galimatías conceptuales, v.g.

o La presente Ley es aplicable en todo el TerritorioNacional: ¿y cuál no lo es?

o Contrato de Servicio: Es el documento que formali-za el suministro de energía eléctrica, en el cual seestablecen las condiciones y términos que regirán larelación entre el usuario y el operador y prestadordel servicio. CAMM: debe ser contrato de adhesión,porque no es un consentimiento de voluntades sinouna aceptación de condiciones dadas por el suplidordel servicio.

o Obtener, por parte del operador y prestador del servicio, la compensación adecuada por fallas en lacalidad del servicio eléctrico y el resarcimiento delos daños causados por fallas en el suministro deenergía eléctrica, de acuerdo con lo que establezcanlas normas aplicables en esta materia; CAMM: estodebe ejecutarse a través de un procedimiento admi-nistrativo de primer grado.

o El operador y prestador del servicio eléctrico es elencargado de la instalación y operación de las plan-tas de generación en sistemas independientes, dán-dose prioridad al empleo de fuentes alternativas deenergía y de bajo impacto al ambiente, de confor-midad con el Plan de Desarrollo del Servicio Eléc-trico Nacional y demás normas vigentes. CAMM:las fuentes alternativas de energía tienen costos enel mercado muy elevados. No puede darse priori-dad a una idea o concepto sin prever su inclusión


presupuestaria. Estos son contrataciones adminis-trativas comerciales de interés colectivo o público,lleva consigo una serie de formalidades constitucio-nales y legales de alto impacto.

Disposiciones Generales

64. Principios del Régimen Económico. La retribuciónde las actividades del sistema eléctrico nacional para laprestación del servicio está orientada por el principio deuso racional y eficiente de la energía eléctrica, así comopor los criterios de sustentabilidad económica y financie-ra, equidad, estabilidad, simplicidad de cálculo, transpa-rencia, y en particular debe:

Tipos de sanciones

101. Las sanciones que pueden imponerse a las infrac-ciones, incumplimientos y delitos tipificados en esta Ley,son:

1. Multa;

2. Revocatoria de la habilitación administrativa;

3. Prisión.

CAMM: ya es costumbre hacer de todas las leyes uninstrumento punitivo que tipifica delitos compartiendoesta función con el Código Penal y estableciendo penas.

Circunstancias agravantes

102. Se considerarán circunstancias agravantes de lasinfracciones, incumplimientos y delitos previstos en elpresente Título, las siguientes:

El daño para la vida y salud de las personas;

1. El daño material causado a los bienes;

2. El daño causado al medio ambiente;

3. El daño causado a otros servicios públicos;

4. La cantidad y tipo de usuarios perjudicados por lafalla del servicio eléctrico;


5. La cantidad de energía eléctrica dejada de suminis-trar;

6. El tiempo de afectación del servicio eléctrico;

7. El lucro obtenido indebidamente;

8. La reincidencia en la misma infracción sancionada,en el lapso de un (1) año;

9. Que el infractor destine la energía eléctrica parauso comercial o industrial.

CAMM: el daño de acuerdo a la doctrina jurídica na-cional e internacional es incalculable porque involucramucho más que lo material. El daño en sentido últimono tiene indemnización equivalente porque no recuperalo perdido ni sustituye el valor de la pérdida. Esto nodebería estar como agravantes, salvo que se considere laopinión de un experto con respecto al tema relacionadocon el daño o el perjuicio. La muerte de una personapor una explosión de electricidad pública cómo se calcu-la’??? o una lesión…o cuando es muerte se considera eldaño mayor??? Y cuando es una lesión el daño es me-nor??? Y como sería la indemnización??? Cómo sería lapena???

Política eléctrica fue ejecutada a partir de leyes que leanteceden: ver cuerpo C de leyes en Cronología.

“Ley de 2010 es la negación de la Ley de 1999 (nóteseque, al igual que hoy, Alí Rodríguez era entonces elMinistro de Energía y Minas -en cuyo despacho se fija-ban las políticas del sistema eléctrico- y hoy es el Minis-tro de Energía Eléctrica)”. En su opinión “Corpoelecemerge como una Cadafe de Cadafes, inviable casa ma-triz que contraviene razonamientos jurídicos, institu-cionales, económicos y políticos”.

3.1 Propiedad

Artículo 8 – Reserva y Dominio del Estado: ¿seguri-dad de estado?


Empresas mixtas – chinos, rusos.

3.2 Precios de las energías primarias, tarifaseléctricas e inversiones

Artículo 9 - Modelo de Gestión Socialista

“La eficiencia de lo ejecutado versus lo asignado puedeapenas ubicarse entre 25% en transmisión y 50% en ge-neración”, expresa Poleo. “No hubo entonces desinversiónen el sentido estricto del término, es decir, carencias dedineros entregados al sector eléctrico. En defecto, hubo“apropiación de dineros por la clase política, militarizaday civil, que dice conducir el sector eléctrico”, agrega.

o Planificación: atada al Plan Socialista, ¿cuál?

o Penalizaciones – prisión

o Militarización

3.3 Arquitectura del Sistema Eléctrico Nacional

o Casa Matriz, ya vetada en la ley del 99 y en ante-riores propuestas.

o Despacho (CNG): inútil

o Regulación: inexistente-

CONCLUSIONES

Ley eléctrica es política eléctrica. De allí entonces quecrisis eléctrica es crisis política.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFÍCAS

Coing, H. (2007). Historia de la regulación eléctrica.Universidad de los Andes http://www.serbi.ula.ve/serbiula/librose/pva/Libros%20de%20PVA%20para%20libro%20digital/Historia%20de%20la%20regulacion%20electrica.pdf.[libro en línea].


González Urdaneta, G., M. Lara Guarenas y V. PoleoUzcátegui (Octubre 2011) Reliability and Continuity ofSupply of the Venezuelan Electrical System. IEEE 11th

International Conference, Lisboa. Disponible en: http://ieeexplore.ieee.org/xpl/login.jsp?tp=&arnumber=6128820&url=http%3A%2F%2Fieeexplore.ieee.org%2Fxpls%2Fabsall.jsp%3Farnumber%3D6128820 .

González Urdaneta, G y A. Delima. (sf). Valor Agua.Documento no publicado, Caracas, Grid IV Consultores eIDESE C.A.

Jiménez Guanipa, H. (2006). Derecho de la Energía.Caracas, Editorial Jurídica Venezolana.

Lara, Miguel, Gustavo González, Jorge Pirela, IñakiRousse y Víctor Poleo. (2010). Crisis eléctrica- tragediaque une a los venezolanos. [Documento en línea] Dispo-nible en: http://www.soberania.org/Archivos/Crisiselectrica version_1_abril_2010.pdf.

Poleo Uzcátegui V. J. (2011). Crisis eléctrica, Dineroseléctricos y Ley Eléctrica. [artículo en línea]. http://www.soberania.org/Articulos/articulo_6409.htm.

Poleo Uzcátegui V. J. (2012). ¿Era posible conjurar laactual crisis eléctrica?. [artículo en línea]. http://www.soberania.org/Articulos/articulo_7690.htm.

Poleo Uzcátegui V. J. (2012). CORPOELEC, institu-cionalidad fallida e inviable [Artículo en línea] Disponibleen:http://www.soberania.org/Articulos/articulo7213 .htm

ANEXO I. CRONOLOGÍA no exhaustiva DELORDENAMIENTO JURÍDICO

A Referentes históricos

1928 Ley de Servidumbres de conductores eléctricos……GO 19.382 4 Octubre 1937.

1989 6 Octubre Normas para la determinación detarifas del servicio eléctrico ……GO 34.321.


1992 21 Julio Comisión Reguladora de EnergíaEléctrica ……GO 35.010.

1992 21 Julio Fundación para el desarrollo delservicio eléctrico ……GO 35.010.

1996 13 Noviembre Normas para la regulacióndel servicio eléctrico ……GO 36.085.

B Primera Ley Eléctrica y extensiones

1999 26 Abril Ley Habilitante ……GO 36.687

1999 21 Septiembre Decreto-Ley del Servicio Eléctrico ……GO 36.791.

2000 19 Diciembre Reglamento General ……GOE5.510.

2001 1 Noviembre Ley de armonización y coordinación de los poderes públicos nacional ymunicipal para la prestación de los serviciosde distribución de gas con fines domésticos yde electricidad ……GO 37.319.

2001 31 Diciembre Ley Orgánica del Sistema yServicio Eléctrico ……GOE 5.568.

2003 NoviembreReglamento del Servicio Eléctrico……GO 37.825.

2003 NoviembreNormas de calidad del servicio dedistribución eléctrica ……GO 37.825.

C Leyes post hechos de Abril y Diciembre 2002

2007 Julio Ley orgánica de reorganización del Sector Eléctrico ……GO 38.736.

2007 ¿ Estatización de las empresas eléctricas

2009 Octubre Creación del Ministerio para laEnergía Eléctrica ……GO 39.294.

2010 Febrero Estado de emergencia en el SectorEléctrico ……GO 39.399.

2010 23 Agosto Ley orgánica de reorganización delsector eléctrico ……GO 39.493.


2010 13 Diciembre Documento de Constitución-Estatutaria de CORPOELEC S.A. ……GO39.573.

2010 14 Diciembre Ley Orgánica del sistema yservicio eléctrico ……GO 39.573

2012 Mayo Normas técnicas para la operación delsistema eléctrico nacional. ……GO 39.919.

2013 6 Agosto Reglamento especial de zonas deseguridad del sistema eléctrico GO 40.220.

(NOTAS)1 Director General de Electricidad del entonces Ministerio

de Energía y Minas, Enero 1999-Junio 2001. Ingeniero Me-cánico (UCV, 1969). MSc en Economía (London School ofEconomics, 1974). Investigación doctoral en formación deprecios en los mercados mundiales del petróleo (QueenMary College, London University, 1979-1984). Profesor deescalafón en el postgrado de Economía Petrolera, Facultadde Economía UCV.

2 Gaceta Oficial No. 36.791 de fecha 21 de Septiembre1999. Este decreto-ley se inscribe en el primer mandatohabilitante de la administración que inició en Febrero de1999 y ella fué precedida por ca. 12 ante-proyectos de leyesdesde 1951 hasta 1998.

3 Planificación Hidro-Termo: una familia de modelos mate-máticos en Programación Dinámica-Lineal hecho a la medidade la conducta estocástica del rio Caroní con base en suscaudales registrados desde 1951.

4 Oferta Pública de Acciones.

5 Gaceta oficial No. 39.573 del 14 de Diciembre 2010.


11. POLÍTICA PARA EL DESARROLLOENERGÉTICO

11.1 Política Energética Integral

Ing. César Quintini Rosales

Consideraciones preliminares

Hace ya cuatro décadas Aníbal Martínez1 en el capítu-lo de cierre de su libro sobre el tema que ahora nosocupa, escribió:

“Una política energética nacional no puede formularsesino coordinada y amoldada a la política económicadirectriz integral, aún no diseñada, que impulse la na-ción hacia un futuro franco de bienestar general ydesarrollo sostenido.”

Desde entonces mucho más se ha dicho y escrito so-bre tan importante cuestión y aún no hemos concretadoel destino a seguir. En 1930, luego de transcurrido unsiglo como nación independiente, el régimen del GeneralJuan Vicente Gómez saldó la deuda que agobiaba la Re-pública desde los días de la lucha por nuestra independen-cia, que había sido incrementada por la deuda generadapor los ferrocarriles que se construyeron a finales del SigloXIX y que pudo pagarse, gracias a los ingresos derivadosdel inicio de Venezuela como país exportador de petróleo.

Desde entonces, lejos de tener una política económicaque impulsara a la nación “hacia un futuro franco debienestar general y desarrollo sostenido”, hemos vividodécadas de prosperidad e incertidumbre, sobre las cualesno hemos tenido control alguno, por la absoluta depen-


dencia en los caprichos de la demanda mundial del pe-tróleo en la que nos hemos desempeñado.

En alguna forma, a medida que han ido creciendonuestros requerimientos financieros, logramos que los in-gresos derivados de la explotación de los hidrocarburos,alcanzara para atender una creciente población y brin-darle mejores servicios, mayores oportunidades de educa-ción, un importante incremento en la esperanza de viday una infraestructura de vialidad, suministro eléctrico ytelecomunicaciones, que en un momento nos colocó enlos primeros lugares entre las naciones latinoamericanas.

Desde época temprana, fueron muchos los venezola-nos que tomaron conciencia de que los recursos financie-ros que generaba el petróleo, aunque abundantes, noeran producto del esfuerzo creativo de los venezolanos, sinoconsecuencia del agotamiento progresivo de activos finitos.

Fue Alberto Adriani uno de los más destacados consus voces de alerta, complementado con el mensaje inol-vidable de Arturo Uslar Pietri en su editorial del 14 dejulio de 1936, publicado en primera página en el diarioAHORA bajo el título de “Sembrar el petróleo”. Esoportuno citar ahora, para las generaciones más recien-tes, el primer párrafo de aquel editorial:

“Cuando se considera con algún detenimiento el pano-rama económico y financiero de Venezuela se haceangustiosa la noción de la gran parte de economíadestructiva que hay en la producción de nuestra ri-queza, es decir, de aquella que consume sin preocu-parse de mantener ni de reconstituir las cantidadesexistentes de materia y energía. En otras palabras laeconomía destructiva es aquella que sacrifica el futuro alpresente, la que llevando las cosas a los términos delfabulista se asemeja a la cigarra y no a la hormiga.”

Cabe recordar que para entonces, la producción petro-lera era del orden de medio millón de barriles diarios yteníamos unos tres habitantes por kilómetro cuadrado.


Desde entonces han corrido mares de tinta, tratandode interpretar los comentarios y escritos de AlbertoAdriani y el mensaje de Arturo Uslar Pietri en su memo-rable editorial.

Veinte años después de aquel editorial, en su discursode incorporación a la Academia de Ciencias Políticas ySociales (1955), Uslar habla de una Venezuela distinta:

Durante ese tiempo la industria petrolera de Venezuelase convierte en una de las más grandes del mundo. Po-derosas empresas dirigen su desarrollo y crean grandescentros de trabajo y costosas y complicadas instalaciones.En apartados lugares se alzan torres de perforación, setienden los tubos de los oleoductos, se tejen los hilos delas centrales eléctricas y surgen campamentos de callesasfaltadas y blancas casas.

Para aquel entonces, Venezuela se encontraba entrelos primeros productores de petróleo en el mundo y llegóa ocupar el primer puesto como país exportador.

Uslar la veía así: Surgida la industria petrolera en estaforma súbita, sin que el país estuviera preparadopara conocerla, aprovecharla y encauzarla, el problemadel petróleo pareció reducirse por mucho tiempo paranosotros al de obtener para el fisco los mejores beneficiosmonetarios.

Y para ofrecer una idea de las dimensiones de la eco-nomía decía:

“El contraste entre importación y exportación se hace mucho más dramático si nos vamos a las cifrasrelativas, que damos en seguida. En 1952, mientrascada habitante de Venezuela, en promedio, compróproductos importados por un valor de 484 bolívares,sus ventas al extranjero, excluidos el petróleo y el hie-rro, no llegaron sino a 38 bolívares.”


Entre 1914, cuando entró en producción el primerpozo comercial, “El Zumaque #1” y 1955 cuando Uslarpronunció su discurso de incorporación al que ahora sehace referencia, transcurrieron cuarenta y un años. Yentre 1955 y 2013, el lapso es de cincuenta y ocho años.Al final de aquel primer período (1955) el país estabaproduciendo algo más de tres millones de barriles diariosy su población había alcanzado los seis millones de habi-tantes.

Había tres grandes operadoras petroleras la Creole(Esso/Exxon), la Shell y la Mene Grande (Gulf) conconcesiones que debían expirar en 1983. En el Colegio deIngenieros de Venezuela el número de ingenieros y ar-quitectos inscritos alcanzaba a dos mil.

No se habían otorgado nuevas concesiones, apenas sise mencionaban los crudos extrapesados o ‘bitúmenes’ dela Cuenca de Maturín, ni se había promulgado la Ley deEjercicio Profesional de la Ingeniería, la Arquitectura yProfesiones Afines. El precio del petróleo no pasaba detres dólares americanos por barril. El dólar se manteníaa Bs. 3,33 desde finales de la década de 1930. El paísestaba bajo el régimen militar de Marcos Pérez Jiménez.

Para el fin del segundo período que nos trae a lafecha del presente escrito, la población está en el ordende los treinta millones, la producción de petróleo superalos dos millones de barriles, con variaciones según lafuente que la cite. El precio se ha mantenido por encimade los cien dólares, durante cuatro de los cinco añoscomprendidos entre 2008 y 2013, siendo este el lapsomás largo de precios altos que se ha experimentado enla historia petrolera de Venezuela. Nunca antes habíatenido Venezuela tantos ingresos, como los que ha expe-rimentado en los recientes años.

No obstante la situación económica es desconcertantey su efecto se siente cada vez más en todos los estratossociales del país, una evidente muestra de que aún nohemos aprendido a ‘sembrar el petróleo’.


Dos enfoques, múltiples visiones

Los hidrocarburos –el petróleo, sus derivados y el gasnatural– son el componente de mayor importancia den-tro del marco energético venezolano, pero más que comoel principal recurso energético, siempre han sido vistoscomo la fuente fundamental de divisas y más popular-mente como “la gallina de los huevos de oro”. Decía elministro Hugo Pérez La Salvia2 en el Simposio La Ener-gía en Perspectiva:

“habría que ver al petróleo en dos aspectos: su parti-cipación dentro de la política energética nacional ycomo producto de exportación en competencia en elmercado internacional.”

Evidentemente que hay dos puntos de vista, el prime-ro el de cómo administrar un recurso agotable para quemaximice los ingresos que genere y el otro, verlo comocomponente, también fundamental, de las reservas ener-géticas del país, el cual, junto con los recursos hidráuli-cos, los otros recursos renovables, el carbón y even-tualmente la energía nuclear, son indispensables para ga-rantizar el bienestar de nuestra sociedad y su capacidadde producción. En la ya lejana primera mitad del sigloXX, la magnitud de la energía que exportábamos en laforma de hidrocarburos era de grandes proporciones,cuando se le comparaba con el consumo interno deenergía, pero el rápido crecimiento del país, la introduc-ción de nuevos hábitos de consumo energético y la ten-dencia a estimular industrias en las que la energía es uninsumo importante, han contribuido a que el consumointerno en las primeras décadas del nuevo milenio, al-cance una magnitud del orden de la tercera parte de laenergía captada3 anualmente en el país.

Como se acaba de mencionar, la atención nacional seha centrado durante ya más de un siglo en la propiedad,formas, reglas y legislación para regular la explotación yen especial, sobre la mejor forma de distribuir entre suspropietarios, los ingresos derivados de la venta en el


mercado internacional. Para ilustrar el contraste se pue-de señalar que la actividad del suministro eléctrico se harealizado en Venezuela de manera creciente e ininte-rrumpida desde 1888 sin legislación alguna. Al centrar laatención en la monetización de los hidrocarburos –másconcretamente del petróleo– se descuidó de manera casitotal, el tema del uso racional de la energía para atenderlas necesidades del país. Se partió del postulado de quesomos un país rico porque en Venezuela abunda la ener-gía y que siendo la misma un pilar fundamental deldesarrollo, debería suministrarse al mínimo precio.

Volviendo al enfoque relativo al aprovechamiento delrecurso, se generaron a lo largo de los años una serie depuntos de vista que han ido desde el de aquellos quepiensan que quienes poseen la tecnología, los recursosfinancieros y tienen acceso a los mercados mundiales,deben ser quienes manejen las empresas que encuentrenlos yacimientos, los desarrollen, los exploten, procesensus productos y los lleven al mercado, quedando comotarea de las autoridades nacionales, velar por lograr losmáximos ingresos derivados de la extracción del recursoenergético agotable. Por otra parte hay quienes piensanque los fondos generados de la explotación del recursoenergético agotable deben ir directamente a sus verdade-ros dueños, los ciudadanos y no como ha venido ocu-rriendo hasta el presente, en que han sido los gobiernosquienes han captado y han dispuesto de dichos recursos.Otros han sostenido la opinión de que siendo los recur-sos naturales no renovables propiedad del Estado, corres-ponde al gobierno como ente gestor que es, quien deberealizar toda la labor integral del manejo de los entesque se ocupen de la búsqueda, desarrollo, explotación yventa del recurso extraído.

La indispensable racionalidad energética

Ya se ha señalado que el consumo interno de energíaconstituye ya una parte importante de la matriz energé-tica nacional, siendo el suministro eléctrico y el de los


combustibles para el transporte, la producción agrope-cuaria, la industria, el comercio, los servicios y las nece-sidades domésticas, los más importantes renglones dedicho consumo. Los combustibles, a excepción de la leña,son fundamentalmente hidrocarburos. El carbón mineralque se produce en Venezuela se destina totalmente a laexportación.

Inicialmente el Ministerio de Fomento tuvo competen-cia en materia de minería, hidrocarburos y electricidad.Para el manejo de los asuntos petroleros el ministeriocreo en 1930 la Oficina Técnica de Hidrocarburos, con-duciendo los asuntos petroleros hasta 1951 cuando secreó el Ministerio de Minas e Hidrocarburos, el cual haexperimentado varios cambios de nombre: Ministerio deEnergía y Minas, Ministerio de Energía y Petróleo, Mi-nisterio del Poder Popular de Petróleo y Minería, siendosiempre los hidrocarburos su actividad medular.

También el Ministerio de Fomento mantuvo compe-tencia sobre el suministro eléctrico, actividad que estuvototalmente bajo la iniciativa privada hasta 1946 cuandofue creada la Corporación Venezolana de Fomento, lacual desde su Departamento de Electricidad impulsó eldesarrollo eléctrico en todo el territorio nacional, activi-dad que culminó con la creación de CADAFE en 1958.Así mismo el Ministerio de Fomento crea en 1953 laOficina de Estudios del Caroní, la cual fue posteriormen-te incorporada a la Corporación Venezolana de Guayanay finalmente se convirtió en la C.V.G. Electrificación delCaroní, EDELCA. Cuando luego se constituyó el F.I.V.(Fondo de Inversiones de Venezuela) éste heredó las fun-ciones de la Corporación Venezolana de Fomento, entrelas cuales estaba la condición de accionista único deCADAFE, a las que se sumó la posterior incorporaciónde ENELVEN (Maracaibo) y BARQUISIMETO. Por otraparte EDELCA continuó bajo la tutela de la CorporaciónVenezolana de Guayana. En ambos casos el tutelaje seconcentró en los aspectos financieros, con escasa aten-ción a los aspectos técnicos y operativos.


Se extinguió el F.I.V. para convertirse en Banco deDesarrollo Económico y Social (BANDES), las empresaseléctricas bajo el tutelaje del primero fueron transferidasal entonces llamado Ministerio de Energía y Minas, porfin energía era, además de hidrocarburos, electricidad.Sin embargo, en lo que a energías primarias se refiere, elmanejo de las cuencas, exceptuando la del Caroní, elcontrol siguió en manos del Ministerio del Ambiente.

No era nada indebido que diferentes organizacionestuviesen el control de los distintos organismos, empresasy corporaciones que manejan los recursos energéticos deVenezuela, lo deplorable ha sido, no solamente que confrecuencia diferentes instituciones han optado por cursosde acción que a veces hasta han sido contradictorios, másserias todavía han sido las inconsistencias producto de losfrecuentes cambios de quienes han sido responsables de lasdecisiones estratégicas relacionadas con el manejo de losrecursos energéticos, lo que ha dado motivo a improvisacio-nes y a una gran discontinuidad en las decisiones.

Como consecuencia en la actualidad los incrementosde la demanda han obligado a la creciente utilización decombustibles con un alto valor de exportación, por noaprovecharse oportunamente recursos disponibles en laforma de gas natural y en sitios con potencial hidroeléc-trico en todas las escalas, desde plantas de centenares omiles de megavatios, hasta pequeñas plantas que pudie-ran operarse a control remoto.

La solución no es precisamente, como se ha intentado,colocando bajo marcos corporativos únicos, por una par-te las organizaciones dedicadas a la industria de los hi-drocarburos y por la otra las dedicadas al suministroeléctrico. Dejando los vitales asuntos ambientales a otrasinstancias.

La indispensable solución

No importa cuales sean las relaciones de dependenciaadministrativa de los entes responsables del manejo de


los recursos energéticos nacionales, es fundamental laexistencia de una Política Energética Integral, quelos conduzca hacia objetivos comunes que procuren ópti-mos resultados globales, capaces de neutralizar la multi-plicidad de intereses puntuales que han prevalecido a lolargo de la era petrolera venezolana.

Ya se ha mencionado que esa Política EnergéticaIntegral debe enmarcarse dentro de una Política Eco-nómica, que además defina una Política Industrial y unaPolítica Tecnológica que marquen el porvenir de la Nación.

Durante la centuria ya transcurrida, las institucionestradicionales de gobierno, no han sido capaces de gene-rar ese marco de orientación deseado, compartido, com-prendido, respetado y permanente. Es necesario entoncesun esfuerzo nacional sin precedentes para establecerlo yademás para crear las instituciones que garanticen sucontinuidad, por encima de los transitorios vaivenes quese derivan de los eventos electorales, propios de una au-téntica democracia y en especial, inmune a los impulsospersonalistas de quienes por circunstancias imprevistas lle-gan a posiciones de poder para las que no están calificados.

Volviendo a la cuestión energética, una vez acordadala Política Energética habrá de disponerse de un cuerpocalificado que vigile su cumplimiento y esté en capacidadrealizar progresivamente los ajustes necesarios paraadaptarlos a los cambios que vayan ocurriendo a nivelnacional y a nivel mundial.

Dentro del marco legal venezolano, una vez existióuna Comisión de Energía de carácter multitudinario, quebajo la conducción del Viceministro de Minas e Hidro-carburos de turno, debía convocar semestralmente a susintegrantes. Exiguos fueron sus resultados.

Diferentes naciones han creado instituciones con elpropósito que nos ha ocupado. Ejemplos para estudio yanálisis abundan, los que deben ser considerados, siem-pre tomando en cuenta que el cuadro energético de cada


país tiene sus propias características y evoluciona de di-ferente forma.

Sobre el tema ya se ha escrito mucho y una bibliogra-fía que lo refleje de forma debida, sin incurrir en seriasomisiones, sería tan extensa como esta misma nota. Re-unir y estudiar lo que se ha dicho, es una de las grandestareas a ser acometidas, punto de partida para la accióncreativa.

(NOTAS)

1 Geólogo, egresado de la UCV, de un extenso recorridoacadémico y profesional, autor de numerosos libros y cente-nares de artículos, ha sido Presidente de la Academia Nacio-nal de la Ingeniería y el Hábitat de enero 2007 a enero2011.

2 Pérez La Salvia, Hugo (1991, mayo). Reflexiones sobrePolítica Energética y Petrolera. Intervención en el SimposioLa Energía en Perspectiva, Caracas. [Documento en línea]Disponible en: http://www.acading.org.ve/info/ingenieria/pubdocs/documentos/reflexionessobrepoliticaenergeticaypetrolera.pdf

3 Se introduce el término “energía captada” para agruparbajo un mismo concepto, tanto la energía extraída de minasy yacimientos no renovables, como a la energía que se deri-va de los recursos hidráulicos, eólicos y solares.


11.2 Política Petrolera

Ing. Rubén Caro y Geólogo Carlos Raúl Canard

Las políticas de los diferentes gobiernos que ha tenidonuestro país desde los inicios del siglo veinte hasta elpresente, han servido para la calificación y cuantificaciónde nuestros recursos energéticos, pero sin lograr con suexplotación y uso una seguridad energética permanentepara el país. Estos recursos importantes se pueden clasi-ficar en dos categorías: los hídricos y los hidrocarburos.Los recursos solar, eólico y los derivados de la leña hansido complementarios.

En esta presentación nos referiremos a las políticasenergéticas para hidrocarburos, considerando que estasvan fundamentalmente a la exportación y la generaciónde divisas para el desarrollo del país. Los hídricos se de-sarrollan para satisfacer los requerimientos del mercadoInterno para la Industria Eléctrica; sin embargo, loscomplementan los hidrocarburos en la generación térmica.

Etapa 1914-1958 (Siglo XX): Con el inicio del siglo,el gobierno de J. V. Gómez otorgó concesiones a venezo-lanos (decreto de Simón Bolívar en 1829, Quito) que lue-go fueron transferidos a compañías extranjeras, una delas cuales logra descubrir con el pozo Zumaque Nº 1 elcampo gigante de Mene Grande, estado Zulia, el 15 deabril de 1914, con el cual se inicia la explotación comer-cial de los hidrocarburos, ratificada con el reventón delpozo Los Barrosos Nº 2 con producción de 100.000 ba-rriles diarios el 27 de julio de 1922. Para este momentoya se había promulgado la Primera Ley de Hidrocarbu-ros de 1920, siendo Ministro de Fomento el DoctorGumersindo Torres, quien, posteriormente, en 1930, creael Servicio Técnico de Hidrocarburos, base de la primerapolítica energética del país. Es el inicio de la Industria


Petrolera (hidrocarburos) y de un largo período concesio-nario de 62 años de duración.

Con esta política energética y luego con la Ley deHidrocarburos de 1943, aprobada en el gobierno demo-crático de Isaías Medina Angarita, se consolida el perío-do concesionario y nace una nueva política energética deEstado con las siguientes características: reversión de lasconcesiones al término de 40 años, la uniformidad de lostérminos de las concesiones con una regalía mínima de16 2/3% y la muy importante condición de que las con-cesiones no confieren la propiedad de los yacimientos.

A partir de entonces, se incrementa el desarrollo de lanaciente Industria Petrolera de los Hidrocarburos en tie-rra y costa afuera, se logra una participación fiscal del50% y se inicia en pleno la refinación en el país en losaños 1949 y 1950. No obstante la principal actividad esla exportación de los hidrocarburos con precios inferioreso iguales a USD 2,00 por barril, controlados por las em-presas concesionarias.

En 1947, el Ministerio de Fomento en la introducciónde su Memoria y Cuenta establece cinco principios deuna política general (petrolera) determinante para el be-neficio del país (el ministro es Juan Pablo Pérez Alfon-so): 1. Mantener la ley de 1943; 2. No otorgar másconcesiones; 3. Cuidar de la conservación de los yaci-mientos y mejorar el aprovechamiento del gas produci-do; 4. Vigilar la participación de la Nación en lasganancias de la Industria y 5. Procurar la mejor utiliza-ción de los petróleos venezolanos. Estos principios, con laexcepción de referido “No más concesiones”, fueron apli-cados entre 1948 y 1958. En 1948 se establece la partici-pación fiscal mínima del 50%; en 1949 entra en ope-ración la refinería de Cardón y en 1950 la de Amuay.En 1950, se establece por decreto el Ministerio de Minase Hidrocarburos. Santiago Vera Izquierdo es nombradosu primer ministro. Algo muy importante sucede tam-bién en el año 1952: en el mes de septiembre se presenta


la política general venezolana sobre la conservación delos hidrocarburos en la reunión de la Comisión Inter-estatal Petrolera (Inter State Oil Company Commission),en Canadá y en 1953, Venezuela se hace miembro deesta Comisión.

Otro hecho importante es la creación del Instituto Ve-nezolano de Petroquímica adscrito al Ministerio de Minase Hidrocarburos el 29 de junio de 1956. En este mismoaño se inicia el ciclo de otorgamiento de concesiones enel Lago de Maracaibo con una superficie tope de 20 milhectáreas. El Ministro es Edmundo Luongo Cabello.

En 1957, dentro de la Política de Conservación delMinisterio de Minas e Hidrocarburos, Creole inaugura laplanta de inyección de gas TJ-2 en el área de Tía Juana,estado Zulia.

Finalmente, el 24 de febrero de 1958, Carlos Pérez dela Cova es nombrado Ministro de Minas e Hidrocarbu-ros. Con anterioridad, la Junta Provisional de Gobiernohabía nombrado como Ministro de Minas e Hidrocarbu-ros a José Lorenzo Prado.

Con el advenimiento de la democracia, se inicia unperíodo de políticas energéticas que cubren el período1958-1976, fin del período de concesiones y el comienzodel período de estatización, así como el inicio del desa-rrollo de los recursos hídricos y de una industria eléctrica.

Entre el 23 de enero de 1958 y el 31 de diciembre de1975 se dictan una serie de leyes y se crean institucionesque abren el camino para la nacionalización (estati-zación) de la Industria Petrolera del País; el EjecutivoNacional establece el Consejo Nacional de la Energíamediante el Decreto Nº 135 para asesorarlo en todas lascuestiones relativas a la producción, distribución y con-sumo de las distintas clases de energía (11 de septiembrede 1959); se crea, mediante el Decreto Nº 260 del Presi-dente Rómulo Betancourt la compañía petrolera estatalCorporación Venezolana del Petróleo, CVP (14 de abril


de 1960); el Colegio de Ingenieros de Venezuela estable-ce una Oficina de Autorización para los profesionales ex-tranjeros, OCA, que inicia la venezolanización de laIndustria Petrolera (1960); se crea en Bagdad, Irak, laOrganización de Países Exportadores de Petróleo, OPEP,el 14 de diciembre de 1960, con la presencia de la dele-gación venezolana presidida por el ministro Juan PabloPérez Alfonso. El Ministerio de Minas e Hidrocarburostraspasa a la CVP la red nacional de gasoductos, quedependía del Instituto Venezolano de Petroquímica (IVP)(19 de julio de 1961). La Sociedad Venezolana de Inge-nieros de Petróleo (SVIP), publica “Aspectos de la Indus-tria Petrolera Venezolana”, durante la conmemoracióndel 2º Congreso Venezolano del Petróleo. Se promulganla Ley de Reversión (el 30 de julio de 1971), la Ley queReserva al Estado la Industria del Gas Natural (26 deagosto de 1971); se promulga la Ley Orgánica que reservaal Estado la Industria y Comercio de los Hidrocarburos (29de agosto de 1975); se constituye, mediante el Decreto Pre-sidencial Nº 1123, a Petróleos de Venezuela encargada de laplanificación, coordinación y la supervisión de la IndustriaPetrolera Nacional, Rafael Alfonso Ravard es designadocomo Presidente del Directorio (30 de agosto de 1975).

El 5 de marzo de 1979, el Ministro de Energía y Mi-nas publicó el Primer Documento Rector de la PolíticaEnergética Integral. (Ver en la página de la Academia enla red mundial en la sección de Documentos: www.acading.org.ve).

A partir de 1976 y hasta 1999, con la estatizaciónde la Industria Petrolera, basada en los conceptos y me-didas legales establecidas en los años previos, Petróleosde Venezuela comienza una política petrolera consistenteque incluye la unificación de las normas gerenciales apli-cables a todas sus filiales mediante el proceso de racio-nalización de las empresas nacionalizadas, reduciéndolasa solo tres empresas operadoras: Corpoven, Lagoven yMaraven, eliminando de esta forma la duplicidad de car-gos ejecutivos y reduciendo el número de personal re-


dundante, que llevó a PDVSA a colocarse dentro de lastres mejores empresas en el ámbito internacional. Deigual forma, se concentra en la preparación técnica ygerencial de su personal que la lleva a la ejecución desus operaciones con un número de empleados apenassuperior a las 40.000 personas y lograr metas de pro-ducción de unos 3 millones de b/d con una reduccióncontinua de sus costos de operación. La continuidad deestas políticas estadales se vio sustentada por la estabili-dad de los presidentes conductores de la Empresa.

Al final de este período, el 12 de julio de 1997, duranteel Primer Congreso Ejecutivo de Petróleos de Venezuelay sus empresas filiales, celebrado en Barquisimeto, estadoLara, se aprueba eliminar las operadoras Corpoven,Lagoven y Maraven y crear, para funcionar en 1998, laCasa Matriz integrada por tres empresas funcionales deexploración y producción, manufactura y comercializa-ción y una de servicios. El 15 del mismo mes, el Minis-terio de Energía y Minas ordena se ejecute lo acordado,para el 1 de enero de 1998.

En virtud del mejor desempeño en sus operaciones derefinación, emprendió la estrategia de compra de refine-rías extranjeras que pudieran procesar sus crudos y quetuvieran una gran red de distribución de productos refi-nados, ampliando así sus ganancias corporativas. Coneste concepto compró las refinerías de la empresa RuhrOel de Alemania Federal, Nynas Petroleun de Suecia,Citgo Internacional Champlin y Amerada Hess, en SaintCroix, Islas Vírgenes, en los Estados Unidos de América,que colocó a PDVSA en niveles de refinación superiores alos dos millones de barriles por día.

Debido a sus limitaciones financieras para la inversiónen el tan necesario reemplazo de sus reservas probadas,el incremento de producción y el desarrollo de las reser-vas de la faja petrolífera, se inició el proceso de Aperturamediante los Convenios de Exploración a Riesgo y Ga-nancias Compartidas, los Convenios de Operaciones para


activar campos “marginales” y profundizar los procesosde producción en áreas convencionales y los Conveniosde Asociación Estratégica para el desarrollo de las reser-vas de petróleos no convencionales de la faja petrolíferay el mejoramiento de los crudos producidos en instala-ciones diseñadas a tal propósito. En esta etapa sereactiva la Corporación Venezolana del Petróleo para ad-ministrar en nombre de PDVSA el programa de desarro-llo en áreas a licitar para la Exploración a Riesgo yGanancias Compartidas con ocho grupos de compañías.

Incorpora a empresas con objetivos conexos comoPequiven y Carbozulia e incentiva y lanza al campo in-ternacional la Orimulsión, producto que reemplaza lautilización del carbón para la generación de electricidady libera la producción de crudos no convencionales de lafaja petrolífera de la cuota de la OPEP.

Detalles cronológicos de los hitos más importantes queconsagran la continuidad de una política energética-petrolerase muestran en el documento original.

En resumen, todas las acciones descritas mediante laaplicación de una cónsona política de estado hasta elaño 1999, llevaron a un desarrollo efectivo de la Indus-tria Petrolera y por ende al desarrollo e independenciaenergética del país. Posteriormente a ese período, la In-dustria ha caído en una política de recesión que la hacolocado en una posición internacional muy débil finan-cieramente y de baja garantía judicial para atraer inver-siones extranjeras en todos los ámbitos.

Al comienzo del período 1999-Presente, se estableceuna “nueva” política de diversificación de actividades nocónsonas con el propósito básico de una Industria Petro-lera, que la conduce a una declinación de las inversionesde capital, del potencial de producción, de mantenimien-to tanto de los pozos activos como del mantenimientonecesario de todas las instalaciones operacionales, lo cuallleva a la empresa a un estado cercano al colapso.


En este mismo período, Petróleos de Venezuela anun-cia su nueva estructura organizativa. Se caracteriza porla reducción de los niveles de inversión, la declinación dela producción de hidrocarburos y el alza continua de losprecios internacionales del petróleo. Se le asignan activi-dades diferentes a las petroleras.

Organización

El 8 de diciembre de 1998, Hugo Chávez Frías es elec-to presidente de Venezuela. Cientos de empleados de lasNóminas Mayor y Ejecutiva se acojen al Plan de Jubila-ción de Petróleos de Venezuela a partir del 1 de enero de1999. El 27 de enero de 1999 Alí Rodríguez Araque esnombrado ministro de Energía y Minas. El 1o de febrerode 1999 Roberto Mandini es nombrado presidente de ladirectiva de Petróleos de Venezuela. El 30 de agosto de1999 Roberto Mandini renuncia a la residencia de Petróleosde Venezuela. El 31 de agosto de 1999 se designa a HéctorCiavaldini como presidente de Petróleos de Venezuela.

Marco Legal

El 4 de marzo de 1999, Petróleos de Venezuela anun-cia nueva estructura organizativa. El Directorio lo con-formaron seis miembros con responsabilidades directassobre el negocio, al tiempo que se crean Centros de Exce-lencia para darle a la empresa mayor viabilidad y solidez.

El 29 de marzo de 1999, se celebra por primera vez,la Asamblea de Accionistas de Petróleos de Venezuela, enel Palacio de Miraflores. Se presentan los resultados fi-nancieros del año 1998 y la nueva orientación del nego-cio. El presupuesto de inversiones se rebaja en un 12% yel de gastos en 22%.

El 18 de agosto de 1999, por decreto presidencial, seestablece, de acuerdo a la Ley de Adscripción de Institu-tos Autónomos y Fundaciones del Estado, la adscripcióny tutela de Petróleos de Venezuela, Palmaven, Pequiven,Carbozulia y Bitor al Ministerio de Energía y Minas y lade INTEVEP al Ministerio de Ciencia y Tecnología.


El 28 de septiembre de 1999, mediante el Decreto Nº325, el presidente Hugo Chávez Frías designa el directo-rio de Petróleos de Venezuela, que preside HéctorCiavaldini y nombra la directiva de las empresas PDVSAPETRÓLEO Y GAS, en la que se constituye la nuevadivisión de PDVSA GAS.

El 7 de octubre de 1999, el nuevo Reglamento de Or-gánico del Ministerio de Energía y Minas, crea tres di-recciones generales, de Hidrocarburos, de Energía yMinas.

El 20 de diciembre de 1999, la Asamblea NacionalConstituyente proclama la nueva constitución. El Artícu-lo 12 determina que los yacimientos de hidrocarburosson bienes del dominio público, inalienables e impres-criptibles. El Artículo 129 estipula la obligación de con-servar el equilibrio ecológico y permitir la transferenciatecnológica como parte integral de los contratos queinvolucran recursos naturales. El Artículo 302 disponeque la Nación conserve la totalidad de las acciones dePetróleos de Venezuela.

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

En virtud del deterioro que presenta actualmente laIndustria Petrolera Venezolana, se requiere de un esfuer-zo extraordinario para su recuperación. Tal esfuerzo debeser orientado al establecimiento de una nueva organiza-ción concentrada en el negocio petrolero y adaptada alos objetivos originales de la organización, tal como fue-ron establecidos en el Decreto Presidencial N° 1123 del30 de agosto de 1975, donde se constituye Petróleos deVenezuela, como empresa encargada de la planificación,la coordinación y supervisión de la Industria PetroleraNacional.

Por tal motivo nuestra propuesta es la de revisar yadaptar el modelo de política energética de Estado puestaen práctica en el año 1979 que dio los resultados positi-


vos operacionales y financieros, tal como hemos señala-do en esta presentación.

A continuación se resumen de las premisas y de laPolítica Energética señaladas:

Premisas Principales

o Mantener el sistema democrático, como expresiónpolítica en la conducción del Estado.

o Reformar la estructura administrativa del Poder Ejecutivo permitiendo una mayor eficiencia en la ela-boración e instrumentación de políticas económicas.

o La planificación energética forma parte de la plani-ficación del desarrollo nacional.

o Mantener la contratación de asistencia tecnológica.

o La OPEP continuará jugando un papel importanteen el campo económico y energético.

o Diversificar los mercados de exportación de petróleoy derivados manteniendo a los Estados Unidos comonuestro principal mercado de exportación de petróleo.

Políticas

o El Estado se reserva la administración de todos susrecursos energéticos primarios en el territorio nacio-nal.

o El Estado garantiza la explotación y aprovecha-miento de los recursos energéticos bajo el criteriobásico de conservación.

o Los programas de desarrollo de fuentes energéticasno deben involucrar compromisos que pudieranafectar en forma alguna la soberanía del país sobreesas fuentes.

o Los programas de desarrollo energético deben estarorientados a la incorporación del mayor valor agre-gado posible.


o El desarrollo energético nacional se hará utilizandorecursos energéticos autóctonos preferentemente.

o El sistema de precios internos de la energía debenfundamentarse en la calidad, escasez, disponibilidad,sustituibilidad y costos relativos de las fuentes ener-géticas nacionales, tomando en cuenta los preciosinternacionales de la energía.

o Mantener niveles de producción de petróleo cónsonoscon las necesidades del país y de las exportacionesgeneradoras de divisas.

o Mantener una relación reservas/producción de pe-tróleo no menor de 15 años por cada tipo de crudo.

o Mantener la transferencia de tecnología requeridapor el sector energético y desarrollar tecnología pro-pia a fin de fortalecer nuestro poder de decisión.

o Proteger el valor adquisitivo de las exportaciones depetróleo en función de su valor intrínseco, de lastasas internacionales de inflación, de las variacionesmonetarias internacionales y del costo involucradoen el desarrollo de las fuentes energéticas, tradicio-nales y alternas.


Mezger Ildis, D. (Comp.). (1981). Petróleo y Ecode-sarrollo en Venezuela Instituto Latinoamericano de In-vestigaciones Sociales. [Documento en línea] Disponibleen: http://www.acading.org.ve/info/ingenieria/pubdocs/documentos/capitulo_iv_politica_energetica.pdf.

Vázquez, N. (1986). Importancia de la Energía en elDesarrollo Nacional. Presentada en el XI Congr. Venez. deIng., Arquit. y Prof. Afines 5-10 de octubre de 1986 (a diezaños de la nacionalización).http://acading.org.ve/info/inge-nieria/pubdocs/documentos/Energy _Nelson _Vasquez. pdf

Martínez R., A. (2005). Cronología del Petróleo. (s.l.)PetroleumWorld.


12. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Consejo Editorial: Eduardo Buroz, Gonzalo Morales,

César Quintini y Manuel Torres Parra

La Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitatha considerado los aportes de sus miembros correspon-dientes y de número, de sus asesores técnicos y de invi-tados especiales que conforman la nómina de autores delos subcapítulos precedentes. Ha tomado en cuenta lapertinencia de las fuentes utilizadas. Ha cumplido las dis-posiciones para emitir opiniones por el cuerpo corporati-vo. En virtud de lo cual concluye y recomienda.

ROL DE LA ENERGÍA EN ELDESARROLLO NACIONAL

CONCLUSIONES

La matriz de consumo de energía primaria de Vene-zuela sufrirá cambios importantes en los próximos 20años. Los factores que determinaran el cambio serán elrequerimiento de uso de combustibles más limpios y deenergías alternativas no contaminantes.

El incremento de consumo energético en Venezuela,no ha estado acompañado de un incremento económicosemejante. Se impone el desarrollo de una política deracionalización del consumo energético basada en efi-ciencia y ahorro energético.

La política pública de desaceleración del desarrollo hi-droeléctrico y la baja eficiencia energética pueden com-prometer los compromisos de Venezuela con el desarrollosustentable.

RECOMENDACIONES

Para Venezuela, cuyo desarrollo futuro continuará es-tando estrechamente asociado al campo energético, las


áreas de innovación tecnológica en materia energética,deben constituir la columna vertebral de su programa dedesarrollo de ciencia y tecnología.

Un campo de atención fundamental es la reducciónde la intensidad energética de Venezuela, es decir el con-sumo de energía por unidad monetaria producida y abreun amplio margen a la investigación a la vez que a laimplantación de políticas públicas que procuren el incre-mento de producción monetaria con consumo de energíaestable o disminuyendo.

La seguridad energética, entendida como la capacidadde satisfacer la demanda de energía de la población ysus actividades económicas en cantidad, calidad y opor-tunidad, está afectada por un conjunto de razones quedemandan atención técnica, gerencial e institucional.

Venezuela debe adoptar estrategias de gestión energéti-ca que aceleren el desarrollo de las fuentes gasíferas yrevisar la estrategia de inversión en hidroelectricidadcomo política interna de adecuación a las exigencias deldesarrollo sostenible.

Además de las investigaciones, estrategias y actuacio-nes mencionadas, es necesario atender indagaciones entécnicas de explotación de yacimientos petroleros de cru-dos extra-pesados y métodos de mejoramiento, en técni-cas de almacenamiento de energía, de captación de CO

2

e incrementar el conocimiento de los recursos y reservasde energías renovables y fósiles no convencionales.

EL ESCENARIO MUNDIAL

1 Recursos Mundiales

CONCLUSIONES

No se vislumbra un colapso del suministro energéticomundial tradicional en el corto plazo.


Petróleo

Se estima que las reservas mundiales probadas de pe-tróleo convencional están en capacidad de satisfacer lademanda por unas cinco a seis décadas más. Si se lograextender la conversión de recursos en reservas, este pe-ríodo de disponibilidad podría ser más largo.

Gas

A los niveles del consumo actual, se considera que lasreservas probadas de gas convencional pueden satisfacer elconsumo de este hidrocarburo por unas seis décadas más.

Shale Gas

Los Estados Unidos con la incorporación de las reservasde este hidrocarburo no convencional, puede llegar a con-vertirse en el mayor productor mundial de petróleo hacia2020, reduciendo progresivamente sus importaciones hastalograr ser un exportador neto de petróleo hacia 2030.

La extracción plantea aún importantes problemas am-bientales, sin embargo algunos países han aprobado suexplotación, otros están a la espera y pocos la han des-cartado y prohibido.

Carbón

Las reservas probadas mundiales de carbón y a losniveles actuales de consumo, se estima una disponibili-dad de este recurso durante un lapso entre 200 y 250años. El 75% de las reservas las disponen los EstadosUnidos (28%), Rusia (17%) y China (16%) y Europa Oc-cidental (14%).

Energías Renovables.

El potencial de las fuentes de energías renovables, ensu conjunto puede proporcionar cerca de 3.000 veces eltotal de las necesidades actuales de demanda energéticaglobal. Indiscutiblemente las energías renovables cuentancon suficiente potencial para suplir la demanda energéti-ca en el futuro cercano.


2. Venezuela en el Contexto MundialEnergético Futuro

CONCLUSIONES

Venezuela ocupa el cuarto lugar en reservas mundia-les de hidrocarburos con 331 millardos de barriles, dondeel 90% es petróleo, y de estos el 87% es petróleo noconvencional de la FPO. En Latinoamérica aparecen 2nuevos actores que son Brasil (petróleo del Pre Sal y gasde lutitas) y Argentina (gas de lutitas).

En lo concerniente a reservas de gas natural (conven-cional y no convencional) ocupa el cuarto lugar en Lati-noamérica. La existencia de gas en Argentina, México yBrasil cambia completamente el panorama actual, yaque las exportaciones (Bolivia, Trinidad y Perú) de gasen la región tendrán que buscar otros mercados fuera deLatinoamérica. Esta situación también afecta los proyectosasomados por Venezuela de exportación de gas vía GNL.

La participación de Venezuela en el contexto mundialde los hidrocarburos puede ser poco significativa a futuroa pesar de su posición en cuanto a reservas de crudo.Esto también es previsible para el gas natural.

RECOMENDACIONES

Realizar las acciones necesarias para obtener una par-ticipación mayor a nivel mundial, lo cual requiere decambios estructurales en la gestión petrolera, que podráncomprender modificación del paradigma conservacionistadel recurso, la apertura a mercados más amplios y me-nos restringidos por las regulaciones de la OPEP, la in-corporación de inversionistas extranjeros y nacionalescomo socios de negocio, que faciliten la factibilidad fi-nanciera de los proyectos, adecuar leyes y reglamentos yadministrar la renta petrolera.

Formular una política energética integral para Vene-zuela, con base a las estrategias de consumo nacional yproducción exportable.


3. Inversiones en Ciencia yTecnología en Energías

CONCLUSIONES

Las tecnologías para concretar el uso de las energíasrenovables (ER) están a diferentes niveles de desarrollo. Enmuchos países las están utilizando en forma creciente. Enla medida que se expanda su uso se necesitará personalentrenado por lo que es necesario hacer esfuerzos para laformación de personal a todos los niveles de calificación.

RECOMENDACIONES

La utilización masiva de ER requiere reducir costos;facilitar la integración de las ER a la red de trasmisión ydistribución de electricidad; reducir las pérdidas; determi-nar los recursos regionales para las distintas ER; realizarinvestigaciones más avanzadas para reducir el consumoenergético en edificaciones y transporte; financiamientopara crear nuevas infraestructuras de laboratorios y cen-tros de I+D+i, crear nuevas opciones de almacenamientode energía y calor; y definir nuevas políticas que inclu-yan aspectos sociales.

NUESTRA RIQUEZA ENERGÉTICA

1. Energía Fósil

CONCLUSIONES

Petróleo

La cuantía de las reservas de petróleo ha permitidoestablecer el paradigma de que Venezuela es una poten-cia mundial en hidrocarburos.

Gas

Venezuela cuenta con importantes recursos de gas na-tural, de los el 44% son reservas probadas, siendo las


asociadas a petróleo el 85% lo cual limita el desarrollo deproyectos de gas a nivel internacional.

RECOMENDACIÓN

Desarrollar el gas no asociado con carácter impos-tergable e imprescindible con el objeto de abrir la opor-tunidad de incrementar el exiguo negocio que hoy tieneel país de este hidrocarburo.

2. Energía Hidroeléctrica

CONCLUSIONES

La hidroelectricidad otorga una gran confiabilidad alsistema de generación y permitió el desarrollo a granescala de industrias básicas en la región de Guayana.

Venezuela posee un amplio potencial de generaciónhidroeléctrica, no desarrollado aún. La mayor parte deeste potencial se encuentra en las cuencas al sur del rioOrinoco, especialmente en el sector sur de la cuenca delrio Caroní.

La consideración de pequeñas centrales hidroeléctricasrequiere el planteamiento de una política de integracióna la red, sustitución total o parcial o complementaciónde termo eléctricas, ya que su propósito no puede ser elabastecimiento individual de pequeñas comunidades por-que en el país existe una cobertura de la red de trans-misión del 98,9%.

RECOMENDACIONES

Dar máxima prioridad dentro de los programas de ex-pansión de generación a la construcción de plantas degeneración hidroeléctrica ubicadas dentro de las cuencasandinas y de la cuenca del lago de Maracaibo, sin esta-blecer restricciones en cuanto al porcentaje que debe te-ner este tipo de generación dentro del SIN.


La función objetivo del programa de expansión de ge-neración debe ser:

“tener tanta hidroelectricidad como sea posi-ble y tanta termoelectricidad como sea necesa-rio”

Desarrollar centrales hidroeléctricas que se encuentrenmás inmediatas a los centros de consumo, que puedanaportar la potencia necesaria en los momentos críticosde la curva de demanda, que le den estabilidad al siste-ma y que reduzcan las pérdidas por transmisión.

3. Energías Alternativas en el Futuro

CONCLUSIONES

Los motores de combustión interna continuarán enuso durante una parte importante de este siglo, hastatanto sean reemplazados por otros más eficientes y me-nos contaminantes. Sin embargo, los medios de transpor-te personal pueden ver alterado su uso en los próximoscincuenta años, con otros tipos de vehículos.

En países desarrollados y emergentes se llevan a caboinvestigaciones sobre todas las posibilidades que ofrecenlas energías alternativas. Ninguna es conclusiva, peropuede inferirse que, para el año 2050, ocuparán un altoporcentaje de la oferta mundial.

La utilización de cada una de las energías alternativasdependerá exclusivamente de las ventajas que éstas pro-porcionen en una región determinada. No puede asegu-rarse que haya alguna que no ofrezca ventajas y des-ventajas, todas las tienen y esto debe ser evaluado.

RECOMENDACIONES

Adoptar medidas como:

1. Ahorros en el consumo eléctrico.

2. Eliminar el despilfarro de energía.


3. Aumentar el consumo de energías alternas en susvarias formas.

4. Aumentar la utilización de la bioenergía.

5. Aumentar la utilización de la hidroenergía, inclu-yendo la oceánica: olas y mareas.

6. Utilizar las energías limpias.

7. Utilizar los hidrocarburos, si es necesario.

DEMANDA NACIONAL DE ENERGÍA

1. Sector Transporte

CONCLUSIONES

Evaluada la base de datos del consumo de combusti-bles se concluye que no ofrece la confiabilidad requeridapara una prognosis cuantitativa.

El sector transporte consume parte de la renta petrole-ra en satisfacer la expansión de su infraestructura, am-pliación de la flota vehicular y abastecimiento de com-bustible, a precios inferiores del costo de producirlos yque han sido una ridícula fracción del precio de oportu-nidad del mismo.

Hay soluciones que permiten mejorar de manera sig-nificativa el transporte automotor unipersonal, existe latecnología para hacerlo, hace falta implantar los necesa-rios cambios actitudinales para lograrlo.

RECOMENDACIONES

Convocar al talento técnico nacional, a crear solucio-nes que, con inversiones modestas, sean capaces de au-mentar la eficiencia del sistema de transporte existente,para transportar más carga y mayor número de pasajeros.


2. Sector Industrial

Según cifras de la Agencia de Información de EnergíaEIA, en Venezuela y durante la última década el porcen-taje de consumo de derivados del petróleo en la matrizde energía del país ha aumentado de 36% a 47%.

En Venezuela., el mercado interno es atendido a travésde una red de transporte y suministro de gas. Las especifi-caciones del gas a los consumidores finales, dependen delaprovechamiento de este recurso en cada sector industrial.

RECOMENDACIONES

o La incorporación de reservas provenientes de pro-yectos costa afuera, podrá satisfacer las necesidadesdel mercado interno y liberar líquidos a los merca-dos de exportación.

o El gas natural está llamado a promover el desarro-llo industrial del país.

o Se recomienda una profundización de políticas pú-blicas, tendientes a promover el uso intensivo y efi-ciente del gas, en el sector industrial

3. Sector Urbano

CONCLUSIONES

Según los resultados del Censo de 2011, el 88,8% dela población vive en áreas urbanas. Esto significa quealrededor de los núcleos urbanos se conforma un flujo deenergías de gran magnitud. Las demandas de energíaurbana en el país, sin considerar las necesidades para eltransporte, están suplidas básicamente por dos fuentes: elgas doméstico y la electricidad

Demanda de Gas

A escala nacional se cuenta con una infraestructurade transmisión y distribución de gas. Para el año 2012,la producción de gas natural alcanzó un volumen de


63,53 x 106 m3/d, de los cuales 0,45 x 106 m3/d (0,7%)correspondieron al consumo doméstico.

El volumen de gas metano suministrado al sector do-méstico cubrió la demanda de usuarios residenciales ycomerciales que, al cierre del año 2012, estaba integradopor más de 353.000 usuarios conectados a la red dedistribución de gas; 91% de estos usuarios se encuentraubicado en La Gran Caracas, seguido por Valencia,Barquisimeto, Guanta, Anaco, Cumaná, Barcelona, Ba-rinas, Cagua, Maracaibo, Maturín y La Vela de Coro.

Los datos que PDVSA reporta en su Informe de Gestión2012 señalan que el número de bombonas vendidas se re-dujo de 258.264 unidades colocadas en 2011 a 135.969bombonas (-47,3%). Igual ocurrió con el alcance de la can-tidad de familias beneficiadas, que disminuyó porque laventa de bombonas pasó de 153.442 a 110.379 hogares(-28 %).

Demanda de Electricidad

Se ha venido implementando una serie de políticastendentes a reducir el consumo en general y el percápita en particular. Dentro de esas políticas está la sus-titución de bombillos incandescentes por ahorradores eigualmente se han sustituido electrodomésticos como ne-veras y aires acondicionados por equipos de mayor efi-ciencia energética. El consumo de energía para clima-tizar hogares corresponde a más del 12% de toda la ge-neración nacional de 122.896 GWh (0,7x106 bep/d).

RECOMENDACIONES

o Continuar con la política de ahorro y eficienciaenergética

o Mejorar el sistema de comercialización del gas paraconsumo doméstico, incrementando la eficacia enel servicio.

o Desarrollar una política orientada al diseño de vi-viendas con climatización pasiva.


OFERTA NACIONAL DE ENERGÍA

1. Evolución de la IndustriaPetrolera Venezolana.

CONCLUSIONES

Se reconocen cuatro grandes periodos:

1. El Régimen Concesionario (1914-1958).

2. El periodo de transición entre el régimen concesio-nario y la Industria Nacionalizada (1958~1976).

3. El periodo de la Industria Nacionalizada (1976-2002).

4. Período 2002-2013.

Con el descubrimiento del Zumaque No. 1, en 1914,se dio inicio al Régimen Concesionario. El régimen deexplotación petrolera desde sus inicios sembró mitos per-versos en la cultura del venezolano, tales como: el esta-do y el gobierno son la misma cosa, somos un país muyrico y el pertenecer a las organizaciones públicas es laplataforma para el aprovechamiento personal.

Venezuela procuró el tránsito hacia la superación dela etapa rentista hacia una etapa productiva, que utiliceal petróleo como palanca para el desarrollo de otros sec-tores, como las industrias petroquímica, del hierro, delcarbón, del acero y del aluminio, de manera que hagana la economía del país menos dependiente del petróleo.Lamentablemente esos esfuerzos no fueron suficientespara superar la economía rentista.

Petróleos de Venezuela fue una empresa exitosa mien-tras se mantuvo en el cumplimiento de su misión em-presarial. Se desarrolló un programa de modernizacióndel parque refinador ya iniciado en la refinería de ElPalito, con el cambio de patrón de refinación de Amuay,Cardón y Puerto la Cruz y la fundación del Instituto deInvestigaciones Petroleras el cual generará la Orimulsión


y el proceso de conversión por adición de hidrógenoHDH patentes venezolanas de importancia internacionaly el Instituto de Adiestramiento Petrolero INAPET quederivará en la Universidad Corporativa, el CIED. PDVSAalcanzó una capacidad de refinación de 3,5 MM BPD lamás grande de empresa alguna en el mundo, razón porla cual fue calificada como una de las empresas másimportantes a nivel internacional. La apertura petrolerase ejecutó mediante un proceso transparente, con el diá-logo político necesario y dentro del ámbito del artículo Vde la Ley de Nacionalización en tres sectores: La opera-ción de campos maduros, la exploración a riesgo y pro-ducción por ganancias compartidas y las asociacionesestratégicas de la Faja.

La nómina de trabajadores de PDVSA ha crecido des-ordenadamente, el endeudamiento alcanza cifras muyelevadas, se ha perdido el control administrativo, operati-vo y gerencial. La producción se ha reducido. Las refine-rías registran el nivel más bajo de procesamiento en suhistoria. Se han liquidado muchas de las propiedades enel exterior. Se vende petróleo a futuro para obtener dine-ro fresco. Se han otorgado otorgarán licencias a empre-sas sin ningún conocimiento de las operaciones petro-leras y se han incrementado las reservas de la Faja arbi-trariamente sin el soporte técnico requerido.

RECOMENDACIONES

Una mirada al futuro

Realizar los esfuerzos necesarios para desarrollar otrasindustrias, que permitan al país no ser tan dependientedel petróleo. Esta aun es una tarea pendiente.

El futuro del petróleo está en declinación. Los paísesdesarrollados se orientan a cambiar sus matrices energé-ticas. Cada día las legislaciones ambientales respondenmás y más a la necesidad de disminuir la utilización delos recursos fósiles para atenuar el calentamiento global.


2. La Industria Eléctrica VenezolanaHistoria y Legislación.

CONCLUSIONES

En los 90 el país se encuentra dotado de un sistemaeléctrico confiable, interconectado, con más de un 60%de generación hidroeléctrica, personal bien entrenado. Lacapacidad disponible excede a la demanda en más de un30%, los mantenimientos se realizan al día y los patro-nes de calidad del servicio eléctrico en Venezuela sonsimilares a los de países del primer mundo y muy porencima de los estándares latino americanos.

En la primera década del 2000 y en lo que va de lasegunda década comienzan a sentirse los efectos de lanueva situación política en la calidad del servicio eléctri-co. Inicialmente el gobierno desplaza capitales nacionalespor empresas trasnacionales cuyos intereses con susinversores coliden con las necesidades de desarrollo eléc-trico del país y con las nuevas regulaciones que van apa-reciendo (controles de cambio, dificultad para repatriarcapitales, congelamiento de tarifas). Es así como las 16empresas que operaban en el país son nacionalizadas yunificadas en una sola corporación en el año 2007. Estanueva empresa CORPOELEC se convierte en un orga-nismo centralizado, burocrático, ineficiente y sin capaci-dad de respuesta oportuna.

OPORTUNIDADES DE EXPORTACIÓN

1. Oportunidades en la Faja del Orinoco

CONCLUSIONES

Parece aceptarse la premisa de que la única opciónque tiene Venezuela para mantener y elevar sustan-cialmente la producción en los años por venir (en ellargo plazo) es el Campo Faja Petrolífera del Orinoco, el


país debe plantearse las siguientes cuestiones y hacer lasevaluaciones técnico-económicas necesarias para acome-ter los proyectos que se requerirán:

1. Recursos humanos con la pericia necesaria paratrabajar a marcha forzada en todas las actividades y a lavez servir para el adiestramiento continuo de los milesde trabajadores que se requerirán (operadores, técnicos eingenieros).

2. Infraestructura para el apoyo logístico. Estamoshablando de producir varios millones de barriles diariosde petróleo.

3. Infraestructura de producción en el campo paraproducir varios millones de barriles diarios de petróleoextra pesado (plantas de vapor, el gas para la generaciónde vapor y la electricidad para las miles de bombas elec-tro sumergibles, líneas calientes, patios de almacena-miento en el campo -tank farms-, sistema de diluentepara el transporte a las plantas de mejoramiento, eva-luar el mejoramiento in situ, etc.).

4. Infraestructura para las plantas de mejoramiento(in situ o a distancia).

5. Producción de millones diarios de barriles de aguasalobre (nunca potable), que deberán ser re inyectados.

6. Producción de toneladas diarias de coque, a las quedebe buscársele mercado, y mientras tanto apropiadoslugares de almacenamiento.

7. Producción de toneladas diarias de azufre a loscuales debe buscársele mercado, y mientras tanto lugaresseguros de almacenamiento para evitar la formación deácido sulfhídrico (H

2S ), compuesto altamente tóxico y

eventuales lluvias ácidas.


2. Oportunidades en Materia deGas Natural

CONCLUSIONES

La industria del gas natural en Venezuela, incluida suindustrialización con el desarrollo de la industria petro-química, no será posible si no hay un ambiente de libremercado, de respecto a la propiedad privada y a la liber-tad económica.

RECOMENDACIONES

1. Hacer cumplir en toda su extensión la Ley de Gasvigente, en especial en lo referente a la eliminación delmonopolio estatal en todas las actividades. También debepermitirse al sector privado nacional e internacional queparticipe vigorosamente en toda la cadena del negociodel gas y sus componentes.

2. Incrementar el otorgamiento de licencias de explo-ración y explotación en las áreas costa afuera, que esdonde están las mayores expectativas para aumentar lasreservas de gas.

3. Reactivar la mayoría de las áreas donde están loscerca de 20.000 pozos de petróleo actualmente cerrados,reemplazándolos con pozos con nuevas tecnologías, quepueden producir suficiente gas asociado, para abastecerel mercado interno, mientras entra la producción costaafuera.

4. Definir los precios y tarifas para los diferentesenergéticos. Es sabido que los precios del gas, la gasoli-na, el fuel, el diesel, la electricidad y el GLP estánsubsidiados. 5. Sincerar la política de subsidios para pro-ductores y consumidores. Es necesario que esas políticasvayan directamente a los que realmente necesiten el sub-sidio, y no a toda la población como ocurre hoy.


6. Devolverle al ente de gas (ENAGAS) su autonomíafuncional, y en una reforma de la Ley hacerlo verdade-ramente autárquico como los entes reguladores de Co-lombia, México y Brasil.

7. Decidir cuál debe ser la matriz energética deseablepara el mercado interno nacional. Aunque hoy el gasmetano representa el 42% de los consumos primarios deenergía, todavía el consumo de líquidos derivados del pe-tróleo y el gas es alto (26%) y parte podría ser reempla-zado por gas natural y por otras fuentes de energía, enespecial los biocombustibles y la energía solar. Inclusivepor Orimulsión.

3. Oportunidades de Exportaciónde Derivados del Petróleo.

Oportunidades de exportación de productos derefinación de petróleo

CONCLUSIONES

Para maximizar el valor de los productos exportadosdesde Venezuela, se requiere definir las estrategias y polí-ticas comerciales basadas en el análisis de las condicio-nes del mercado internacional y de competidores a cortoy mediano plazo, de la base del recurso disponible paracomercializar y niveles de precios entre otras.

RECOMENDACIONES

Retomar por parte de la industria petrolera nacionalla orientación de negocio y de maximización de valor.

Desarrollar planes y estrategias, que entre otras cosas,permitan las inversiones necesarias en el parque refi-nador para manufacturar los productos que se requierenen el mercado interno, adecuar calidades de productospara los mercados de exportación más rentables y desa-rrollar ventajas competitivas versus otros actores delmercado.


Oportunidades para la industria petroquímicavenezolana

CONCLUSIONES

En una perspectiva de mediano y largo plazo, el desa-rrollo petroquímico tendrá legitimidad económica y so-cial en la medida en que logre agregar valor a loshidrocarburos más allá de su utilización como combusti-bles; manufacturar productos a precios competitivos quepuedan ser exportados o transformados ulteriormente enel país; generar cadenas de valor en el país propiciandola instalación de industrias aguas abajo; generar empleose ingresos en divisas que contribuyan a diversificar laeconomía del país; generar impactos positivos en las co-munidades en las cuales realiza sus operaciones y garan-tizar operaciones seguras y sustentables desde el puntode vista ambiental.

La petroquímica será una oportunidad de desarrolloindustrial que sólo podrá materializarse si los proyectosse basan en ventajas comparativas reales, que permitangenerar ventajas competitivas, y se logra construir unconsenso nacional sobre su importancia y beneficios parael país, que la dote de la legitimidad social necesariapara su crecimiento.

RECOMENDACIONES

Reexaminar la situación y validar algunas premisasque orientaron los planes petroquímicos en el pasadopara formular estrategias y conformar carteras de pro-yectos. Esto en un contexto que parece más difícil queen el pasado, posiblemente con menores ventajas compa-rativas y con un acceso más difícil a los mercados deexportación

Construir un consenso nacional que permita la formu-lación de políticas de estímulo claras; la evaluación obje-tiva de los aciertos y errores del pasado; la disposición deasignar recursos para construir la infraestructura necesa-


ria; la decisión de hacer inversiones en el sector petroleropara asegurar la disponibilidad de materias primas; pro-piciar mecanismos donde participe la población y se be-neficie de la actividad; llevar el consenso a los nivelesmunicipales y comunitarios y, finalmente, prever sus im-pactos ambientales y actuar en consecuencia.

Desarrollar políticas específicas relativas al suministrode materias primas, garantizando la continuidad y cali-dad del suministro mediante contratos de largo plazo,con fórmulas de precios que reflejen las realidades delmercado internacional y las ventajas de Venezuela comopaís productor de hidrocarburos.

Desarrollar infraestructura industrial específica (com-plejos petroquímicos, terminales portuarios y servicios in-dustriales).

Prestar especial atención al contexto para invertir enel sector. Esto incluye la revisión y eventual modifica-ción del marco legal, en particular en lo relativo a lareserva, la redefinición de los campos de actuación delsector público y privado y la definición de esquemas deasociación y, finalmente, el acceso al financiamiento,que en muchos casos condiciona o determina la viabili-dad de los proyectos.

Oportunidades de exportación de la industriaquímica

RECOMENDACIONES

Analizar las variables que afectan al sector y concretarun plan de desarrollo de la industria química nacional.

Realizar los estudios de factibilidad técnico-económicapara manufacturar algunos de los productos importadospara sustituir importaciones y posibilitar su exportación.Acelerar los proyectos de producción de gas natural ylíquidos de éste, lo que permitirá desarrollar proyectos deescala mundial para producir petroquímicos básicos.


RECUPERACIÓN DE LA SEGURIDAD Y LACONFIABILIDAD OPERACIONAL DE LAS

REFINERÍAS DE VENEZUELA.

CONCLUSIONES

Entre 2003 y 2012 hubo una ocurrencia de accidentesindustriales que rebasa los niveles en empresas petrolerasde la región y éstos siguen aumentando.

RECOMENDACIONES

Para emprender a corto plazo la recuperación del sis-tema de refinación venezolano se debe elaborar un planque contemple entre otros los siguientes elementos:

a) Realizar una auditoría técnico operacional de lasactividades de las Refinerías, apoyándose para ello en laspericias y competencias en Seguridad y ConfiabilidadOperacional de expertos nacionales e internacionales.

b) Rescatar el Sistema de Gestión centrado en un mo-delo de excelencia operacional basado en el Ciclo de Me-jora Continua (CMC), con la continua evaluación ycontrol del desempeño de la gestión, rescatando el uso dela metodología del “Sistema Balanceado de Indicadores(SBI) o Balanced Score Card (BSC)”, herramientaadoptada por las más reconocidas corporaciones interna-cionales.

c) Reimplantar los programas de Gestion de Seguri-dad, Salud y Ambiente, buscando la reimplantación deprogramas clase mundial de Gerencia de Seguridad delos Procesos, Seguridad Basada en Comportamiento yAuditorias de Accidentes/ Incidentes, tales como los con-templados en el sistema Ssistema de Gerencia Integralde Riesgos (SIR–PDVSA) y las mejores practicas interna-cionales de Gerencia Integral de Riesgos Aplicados a Se-guridad, Salud y Ambiente.


d) Rescatar las mejores prácticas de la filosofía deConfiabilidad Operacional, aplicadas a programas cerofallas.

e) Reimplantar los procedimientos utilizados para elmanejo de control de cambios originados por eventualesmodificaciones/cambios menores de las plantas e instala-ciones, así como para su ejecución.

f) Aplicar los Procedimientos para la Visualización,Conceptualización, Definición, Desarrollo y Ejecución deProyectos Mayores.

g) Potenciar la capacidad de la gente, fundamentandola gestion de recurso humanos en el Adiestramiento Ba-sado en Competencias/Unidades del Conocimiento y elLiderazgo Supervisorio/Técnico y Gerencial centrado enun modelo de excelencia operacional.

h) Ratificar el compromiso de dirigir el accionar de laGerencia de Refinacion Venezuela bajo los principios dela Responsabilidad Social Empresarial, enmarcando sumejora continua y crecimiento en la protección y cuida-do del medio ambiente, asi como en su genuina contri-bución con el progreso de la sociedad, sin distraer sugestion con actividades que no le competen.

DESARROLLO ENERGÉTICOY RIESGOS AMBIENTALES

CONCLUSIONES

o La situación del cambio climático global es alar-mante y podría producir efectos nocivos en el cortoplazo

o La humanidad cuenta con directrices claras con lascuales podría, con el uso de tecnologías de genera-ción de energías limpias y con las inversiones ade-cuadas, lograr revertir la tendencia actual de au-mento de emisiones.


o Se están haciendo inversiones importantes en inves-tigación y desarrollo de energía limpias que permi-tirán disminuir los costos de implantación de estastecnologías.

o A pesar de que no se espera que Venezuela sea unpaís de alta producción de CO

2 eq es preocupante

que no mantenga un programa de generación deinformación que permita hacer seguimiento a loscambios y a tomar medidas correctivas a tiempo.

o No se tiene certeza sobre el efecto global real delparque automotor en Venezuela sobre la calidad delaire, pero es de esperar que se esté en presencia deun deterioro de la contaminación por oxidantes ymonóxido de carbono debido a lo anticuado delparque.

RECOMENDACIONES

o El desarrollo de las energías limpias requiere en estas primeras fases del apoyo del Estado.

o En el caso venezolano se hace necesario estableceruna red de mediciones de calidad del aire, tener unprograma de estimación de emisiones y actualizarlos reportes de cambio climático.

o Las autoridades venezolanas deben hacer un esfuer-zo mayor por controlar y modernizar el parque au-tomotor.

o Se debe ahondar más en la capacidad humanapara generar los cambios tecnológicos y económicosque se requieren para continuar el crecimientocomo especie sin necesidad de sacrificar el confortde las generaciones futuras. Esta premisa abre unaimportante línea de investigación a las universida-des nacionales.


NORMATIVA LEGAL NECESARIA

1. Aspectos Institucionales y Normativos

CONCLUSIONES

En la actualidad PDVSA es manejada con criterios noempresariales ni de negocios, lo que se refleja en el in-cumplimiento de sus “Planes de Negocios”, principalmen-te en el no incremento de la producción de petróleo y gasnatural, en el desfase continuo de los proyectos, incrementode los incidentes y accidentes, entre otras materias.

RECOMENDACIONES

Es necesario fortalecer la institucionalidad en el sectorhidrocarburos (petróleo y gas natural) comenzando porla estatal Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) y en ge-neral toda la Industria Petrolera Venezolana (IPV).

Para el fortalecimiento de la institucionalidad en elsector hidrocarburos se requiere:

o Reformar la Ley Orgánica de Hidrocarburos de2006;

o Crear un Ministerio de Energía moderno;

o Crear una Comisión Nacional de Energía indepen-diente del gobierno de turno; y

o Crear el Ente Nacional de los Hidrocarburos.

Se debe promover el desarrollo de empresas intensivasen uso de energía: empresas conexas, empresas de refi-nación y empresas aguas abajo de la refinación.

El excedente económico que se origine en la actividadpetrolera, que corresponde a la Nación, debe ser destina-do totalmente a la creación del Fondo Venezuela, queserá el fondo de ahorro y patrimonio de los venezolanos.El mismo promoverá la estabilidad fiscal y el uso repro-ductivo de los ingresos petroleros.


Se debe valorar la posibilidad de utilizar figuras decomprobado éxito en otros países, tales como la coloca-ción de Proyectos de Hidrocarburos en la Bolsa de Valo-res, para dinamizar el flujo de capitales y otras inno-vaciones existentes en el mercado petrolero internacional.La idea es innovar para lograr el desiderátum de trans-formar la riqueza petrolera en calidad de vida de losvenezolanos.

Se deben revisar los acuerdos y convenios bilaterales yacondicionarlos a los mejores intereses de la Nación.

2. Leyes del Servicio Eléctrico 1999 y 2010

RECOMENDACIONES

Revisar la Ley Eléctrica del 2010 para permitir ade-cuarla de modo de garantizar la seguridad energética.

POLÍTICA PARA EL DESARROLLOENERGÉTICO

1. Política Energética Integral

CONCLUSIONES

El precio del petróleo se ha mantenido por encima delos cien dólares, durante cuatro de los cinco años com-prendidos entre 2008 y 2013, siendo el lapso más largode precios altos que se ha experimentado en la historiapetrolera de Venezuela. Nunca antes había tenido Vene-zuela tantos ingresos, como los que ha experimentado enlos recientes años.

Dos enfoques, múltiples visiones

Los hidrocarburos –el petróleo, sus derivados y el gasnatural– son el componente de mayor importancia den-tro del marco energético venezolano, pero más que comoel principal recurso energético, siempre han sido vistocomo la fuente fundamental de divisas.


Para desarrollar la gestión petrolera hay dos puntos devista, el primero, el de cómo administrar un recursoagotable para que maximice los ingresos que genere y elotro, verlo como componente, de las reservas energéticasdel país, el cual, junto con los recursos hidráulicos, losotros recursos renovables, el carbón y eventualmente laenergía nuclear, son indispensables para garantizar el bien-estar de nuestra sociedad y su capacidad de producción.

La atención nacional se ha centrado durante ya másde un siglo en la propiedad, formas, reglas y legislaciónpara regular la explotación y en especial, sobre la mejorforma de distribuir entre sus propietarios, los ingresosderivados de la venta en el mercado internacional.

Al centrar la atención en la monetización de los hi-drocarburos –más concretamente del petróleo– se des-cuidó de manera casi total, el tema del uso racional dela energía para atender las necesidades del país. Se partiódel postulado de que somos un país rico porque en Vene-zuela abunda la energía y que siendo la misma un pilarfundamental del desarrollo, debería suministrarse al mí-nimo precio.

Como consecuencia en la actualidad los incrementosde la demanda de energía han obligado a la crecienteutilización de combustibles con un alto valor de exporta-ción, por no aprovecharse oportunamente recursos dispo-nibles en la forma de gas natural y en sitios con poten-cial hidroeléctrico en todas las escalas, desde plantas decentenares o miles de megavatios, hasta pequeñas plan-tas que pudieran operarse a control remoto.

RECOMENDACIONES

La indispensable solución

Establecer una Política Energética Integral, que losconduzca hacia objetivos comunes que procuren óptimosresultados globales. La Política Energética Integral debeenmarcarse dentro de una Política Económica, que ade-


más defina una Política Industrial y una Política Tecno-lógica que marquen el porvenir de la Nación. Acordadala Política Energética habrá de disponerse de un cuerpocalificado que vigile su cumplimiento y esté en capacidadrealizar progresivamente los ajustes necesarios paraadaptarlos a los cambios que vayan ocurriendo a nivelnacional y a nivel mundial.

Crear las instituciones que garanticen la continuidadde la Política Energética Integral, por encima de lostransitorios vaivenes que se derivan de los eventos elec-torales.

2. Política Petrolera

CONCLUSIONES

La recuperación de Industria Petrolera Venezolanadebe estar orientada al establecimiento de una nueva or-ganización concentrada en el negocio petrolero y adapta-da a los objetivos originales de la organización, tal comofueron establecidos en el Decreto Presidencial N° 1123del 30 de agosto de 1975, donde se constituyó Petróleosde Venezuela, como empresa encargada de la planifica-ción, la coordinación y supervisión de la Industria Petro-lera Nacional.

RECOMENDACIONES

Se recomienda revisar y adaptar un modelo de políticaenergética de Estado como la puesta en práctica en elaño 1979 que dio los resultados positivos operacionales yfinancieros, por supuesto adoptándolo a las realidades ac-tuales.

A continuación se resumen las premisas y principiosde esa Política:

Premisas Principales

o Mantener el sistema democrático, como expresiónpolítica en la conducción del Estado.


o Reformar la estructura administrativa del PoderEjecutivo permitiendo una mayor eficiencia en laelaboración e instrumentación de políticas económi-cas.

o La planificación energética forma parte de la plani-ficación del desarrollo nacional.

o Realizar la contratación de asistencia tecnológicacon efectividad.

o La OPEP continuará jugando un papel importanteen el campo económico y energético.

o Diversificar los mercados de exportación de petróleoy derivados manteniendo a los Estados Unidos comonuestro principal mercado de exportación de petró-leo.

Políticas

o El Estado se reserva la administración de todos susrecursos energéticos primarios en el territorio nacional.

o El Estado garantiza la explotación y aprovecha-miento de los recursos energéticos bajo el criteriobásico de conservación.

o Los programas de desarrollo de fuentes energéticasno deben involucrar compromisos que pudieranafectar en forma alguna la soberanía del país sobreesas fuentes.

o Los programas de desarrollo energético deben estarorientados a la incorporación del mayor valor agre-gado posible.

o El desarrollo energético nacional se hará utilizandorecursos energéticos autóctonos preferentemente.

o El sistema de precios internos de la energía debenfundamentarse en la calidad, escasez, disponibilidad,sustituibilidad y costos relativos de las fuentes ener-géticas nacionales, tomando en cuenta los preciosinternacionales de la energía.


o Mantener niveles de producción de petróleo cónsonoscon las necesidades del país y de las exportacionesgeneradoras de divisas.

o Mantener una relación reservas/producción de pe-tróleo no menor de 15 años por cada tipo de crudo.

o Mantener la transferencia de tecnología requeridapor el sector energético y desarrollar tecnología pro-pia a fin de fortalecer nuestro poder de decisión.

o Proteger el valor adquisitivo de las exportaciones depetróleo en función de su valor intrínseco, de lastasas internacionales de inflación, de las variacionesmonetarias internacionales y del costo involucradoen el desarrollo de las fuentes energéticas, tradicio-nales y alternas.

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