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jueves, 9 de abril de 2026

Breve Análisis de la Crisis Energética en Venezuela (1950 - 2025)

 Por: Nelson Hernández

Las gráficas a continuación no son solo acumulaciones de datos estadísticos; son la radiografía de un colapso sistémico. Venezuela, un país que durante décadas fue el faro energético de la región, muestra hoy una brecha abismal entre su potencial teórico y su realidad operativa.




 

El Ascenso y la Cúspide (1950 - 2013)

Durante la segunda mitad del siglo XX, Venezuela mantuvo una correlación casi perfecta entre el crecimiento económico y el consumo de energía. Como se observa en la primera gráfica, el consumo total de energía primaria creció de forma sostenida desde 1965, alcanzando su pico histórico en 2013 con 3.16 Exajulios (EJ).

En este período, la matriz energética era robusta y diversificada:

  • El Petróleo y el Gas: Sostenían no solo la exportación, sino un mercado interno subsidiado que impulsaba la economía.
  • Hidroelectricidad: La segunda gráfica muestra cómo la generación eléctrica escaló desde mediados del siglo pasado hasta un máximo de 122 TWh en 2009. La apuesta por el Bajo Caroní (Guri, Caruachi, Macagua) convirtió a Venezuela en un modelo de energía limpia para la época.

El "Frenazo" y la Caída Libre

El año 2009 marca un punto de inflexión crítico en la generación eléctrica (Gráfica 2). Es el inicio de lo que se ha denominado el "Frenazo". A pesar de que el consumo de energía total siguió subiendo un poco más hasta 2013 (Gráfica 1), la infraestructura eléctrica ya empezaba a mostrar signos de agotamiento por falta de mantenimiento e inversión.

A partir de 2014, el desplome es dramático. La zona rosa en ambas gráficas, etiquetada como "Crisis Económica", ilustra una contracción sin precedentes:

  • Consumo de Energía: Entre 2013 y 2020, el consumo cayó de 3.16 EJ a niveles cercanos a los de finales de los años 80 (aprox. 1.5 EJ).
  • Generación Eléctrica: La oferta real se estancó y retrocedió, cayendo de los 122 TWh (2009) a unos  104 TWh en el 2025, pasando por un mínimo de 80 TWH en el 2019.

Lo irónico es que, en un país con las mayores reservas de petróleo del mundo, el componente de hidrocarburos en la generación eléctrica (fuel oíl y diesel) se volvió errático y costoso, lo que aunado al deterioro de la infraestructura eléctrica han dejado al país en una dependencia extrema y vulnerable de la hidroelectricidad.

La Brecha de la Desaceleración (El costo de la oportunidad)

El dato más revelador de las gráficas es la zona sombreada en naranja/verde brillante titulada "Desaceleración". Esta área representa el "lucro cesante" energético: lo que Venezuela debería estar consumiendo y generando si hubiera mantenido su ritmo de crecimiento histórico.

  • Para 2025, el potencial de generación eléctrica debería ser de 231 TWh, pero la realidad se sitúa en menos de la mitad (104 TWh).
  • En consumo total de energía, la brecha es similar: un potencial de 4.76 EJ frente a una realidad de 2.16 EJ.

Esta diferencia no es solo un número; representa la crisis económica – social por la que atraviesa el país, que se traduce en una calidad de vida que retrocedió décadas.

Conclusión: Un Sistema en "Modo Supervivencia"

Las gráficas concluyen que Venezuela ha entrado en una fase de estabilización en el foso. Si bien entre 2020 y 2025 se observa una leve recuperación en el consumo de gas y petróleo (Gráfica 1), esta es marginal comparada con la pérdida estructural sufrida.

La crisis energética venezolana no fue producto de una falta de recursos naturales, sino de una descapitalización del sistema. El país pasó de ser un exportador de energía neta a un sistema que no puede satisfacer ni la mitad de su demanda potencial. Sin una inversión masiva que logre cerrar la brecha de la "Desaceleración", cualquier intento de recuperación económica sostenible en Venezuela encontrará un techo de cristal insuperable: la falta de energía para mover al país.

lunes, 11 de diciembre de 2023

VENEZUELA. Sin Taladros, NO HAY POTENCIAL

 Por: Nelson Hernández

  • Venezuela para alcanzar un potencial sostenible de 1.0 MBD, necesita tener 17 taladros activos. En la actualidad solo tiene 2.

El inicio y la continuidad de la producción de petróleo, tiene su núcleo productivo en la perforación y rehabilitación de los pozos de hidrocarburos (petroleros y gasíferos).

En la industria de los hidrocarburos la producción está asociada a un potencial. Entendiéndose por este la capacidad de producir un volumen en un tiempo determinado (día, mes, año). Por eso al decir que la producción baja o sube, en el fondo lo que sucede es que el potencial baja o sube. En la generalidad de los casos, la producción es igual al 95 % del potencial. Esa diferencia porcentual es la que permite que la producción se mantenga “constante o sostenible” en un tiempo establecido. En otras palabras, es el colchón que se utiliza para compensar las salidas, programadas o no, de los pozos productores.

                                                 

Por razones físicas del yacimiento (caída de presión, restricciones de flujo, etc.) o por razones mecánicas del pozo (falta de electricidad, daño de bombas, ausencia de las instalaciones de superficie y de las del interior del pozo, etc.) o por indisponibilidad de equipos de infraestructura conexos con el pozo,  el potencial se ve afectado negativamente, y por ende la producción. A esto se le conoce como Caída de Potencial.

 




La gráfica anterior muestra las diferentes opciones para generar y mantener el potencial de producción de hidrocarburos. La parte superior del grafico muestra  las actividades que incrementan sustancialmente el potencial (perforación y RA/RC). Estas tienen una característica común, y es que se necesita taladro para realizarlas.

  (https://plumacandente.blogspot.com/2016/10/evaluacion-economica-perforacion.html)

Desde el año 2012, Venezuela ha experimentado una caída en la producción de petróleo, hasta llegar a niveles de 0.73 MBD en el año 2023. Es decir, una caída de 2.3 MBD.

 

Como ya se ha mencionado, el mantenimiento o aumento del potencial está muy ligado a la disponibilidad de taladros. La grafica a continuación muestra esa relación: Numero de taladros activos[1] y producción de petróleo para Venezuela.

 


Es de aclarar que aun cuando no hay taladros activos desde Dic2020 a Feb2023, el nivel de producción mostrado estaría asociado a las actividades de trabajos menores y RA/RC sin taladro, los cuales, generalmente, mantienen potencial. De allí que la producción en los últimos 24 meses se ha mantenido dentro de un rango de 0.65 y 0.73 MBD, es decir, una meseta promedio de 0.7 MBD.

Por otra parte, una regresion estadistica, nos indica que existe una fuerte correlacion entre ambas varibles (R^2 = 0.985), y que la misma viene expresada por:

Produccion (MBD) = 0.4746 +  0.0312 * #Taladros

Utilizando la ecuación indicada, podemos determinar que para mantener un potencial sostenido anual de 1.0 MBD, es necesario tener 17 taladros activos durante dicho periodo, y 50 taladros para 2.0 MBD.

Finalmente, Si no hay taladros activos, el potencial de producción de petróleo tiende a cero, y eso es lo que ha ocurrido en Venezuela.


ANEXO (tomado de Baker Hughes)





Taladros Hidrocarburíficos Activos

  • Las cifras de taladros  de hidrocarburos de Baker Hughes International es un censo mensual de los que se encuentran activos, explorando para/o desarrollando volúmenes de petróleo y/o gas fuera de Norte América (USA + Canadá)
  • Baker Hughes define como un taladro activo aquel que esté realizando operaciones de perforación en un determinado pozo.
  • Para que un taladro este activo se deben cumplir las siguientes condiciones:
    • El taladro debe estar perforando (girando hacia la derecha)
    • La actividad debe haberse realizado durante la mayor parte de la semana (4 días de 7)
    • El taladro debe estar trabajando en un pozo que sea un consumidor importante de de productos y servicios petroleros
  • El taladro que realice otras operaciones de pozos (cementación, registros de pruebas, etc.) o cualquier otra actividad de recuperación no relacionada con la perforación, o de otro tipo, no se contabiliza como activo durante esa parte de la operación.
  • De manera similar, los equipos que están en tránsito de un pozo a otro, o los equipos que están apilados, no se contabilizan como taladros activos.
  • Baker Hughes contabiliza los taladros activos en cada país, ya sea que estén usando o no servicios Baker Hughes.
  • La contabilidad de las plataformas activas se publica mensualmente y representa el promedio de la contabilidad semanal, realizada por personal de Baker Hughes.

 



[1] Bakers Hughes,  desde Dic2020 a Feb2023 (37 meses) no reporto taladros activos en Venezuela. Actualmente, Nov2023 reporta 2 taladros activos.

domingo, 29 de octubre de 2023

Venezuela. Los Principales Campos de Hidrocarburos

 Por: Nelson Hernández

  • 16 campos  poseen el 60.5 %  (24.4 GB) del total país en reservas de petróleo y el 58.8 % (75.3 TPC) en lo atinente a las reservas totales de gas asociado.

Venezuela, es nombrada como el país con mayores reservas  de petróleo a nivel mundial y el octavo en reservas de gas. Ahora bien, donde están ubicadas esas reservas?. …Y la respuesta la da este documento.

Para efecto del análisis se tomaran las reservas de hidrocarburos al año 2017, por ser este año el último en cifras oficiales publicadas. Por la caída de producción de petróleo y gas, ocurridas a partir del 2010, se pueden extrapolar al día de hoy sin tener mayor diferencia con la realidad volumétrica de las reservas al año 2023.

Excluyendo los crudos extrapesados que se encuentran en mayor proporción en la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO), en Venezuela existen 239 campos contentivos de petróleo y gas asociado: 171 en el oriente y 68 en el occidente. Estos campos tienen reservas del orden de los 40.3 GB de petróleo (giga barriles) y 128 TPC de gas (tera pies cúbicos).

Una jerarquización de esos campos por los volúmenes de reservas de petróleo y de gas asociado, da como resultado que los primeros 16 campos son los mostrados en las graficas a continuación.






En el primero de los gráficos, su jerarquización está en función de las reservas de petróleo (eje de las abscisas, en forma acumulada). Y el segundo grafico jerarquiza las reservas de gas (eje de las X en forma acumulada, de mayor a menor).

A continuación algunos comentarios del análisis. A saber:

  • De los 16 campos jerarquizados, 10 se ubican en la región oriental del país y 6 en la occidental.
  • Estos campos poseen el 60.5 %  (24.4 GB) del total país en reservas de petróleo y el 58.8 % (75.3 TPC) en lo atinente a las reservas totales de gas asociado.
  • El campo con mayores reservas de petróleo está ubicado en el occidente del país, correspondiéndole ese honor al campo Tía Juana con 4.95 GB. Le siguen, todos del occidente, y en este orden: Bachaquero (3.01 GB), Lagunillas (2.73), Urdaneta Oeste (2.20) y Boscán  (1.93). Estos totalizan 14.82 GB, equivalentes al 36.8 % del total nacional.
  • En el oriente del país, el campo con mayores reservas de petróleo es Sta. Bárbara con 1.86 GB. Le siguen: Furrial (1.75), Melones (1.70) y Mulata (1.47).
  • Cuando se jerarquiza por reservas de gas, el campo con las mayores reservas es Sta. Bárbara, ubicado en el oriente del país, con 21 TPC. Le siguen: Tía Juana (13.3), Pirital (7.5), Mulata (5.56) y Sta. Rosa (4.65). Estos 5 campos totalizan 52 TPC, equivalentes al 40.6 del total nacional.

 

Por otra parte, una jerarquización cruzada y ponderada arroja que el campo líder es Tía Juana, tal como lo refleja la grafica a continuación.



 



Otra manera de ver la clasificación de estos 16 campos venezolanos de hidrocarburos  se muestra en la grafica anterior. Ahora agrupados en cuadrantes en función de los volúmenes de reservas de petróleo y gas. Tía Juana es el único campo ubicado en el cuadrante I (+ petróleo, + gas). En el cuadrante II, está el campo Sta. Bárbara (- petróleo, + gas). En el cuadrante III (- petróleo, - gas), se ubican: Pirital, Mulata, Sta. Rosa, S. Joaquin, El Roble, Quiriquire, Furrial, Melones, Mata, Bloque VI Ceuta, Boscan y Urd. Oeste. En el IV cuadrante (+ petróleo, -  gas) están: Bachaquero y Lagunillas. Esta grafica puede ser vista en forma dinámica en: https://public.flourish.studio/visualisation/15421615/

Por otra parte, una jerarquización de los primeros 50 campos de hidrocarburos (21 % del total de campos) puede verse en forma dinámica en este link: https://public.flourish.studio/visualisation/15393306/. De esta clasificación, se desprende lo siguiente:

  • Por simple coincidencia de jerarquización, 25 campos están ubicados en el Occidente del país y 25 en el oriente.
  • Poseen 33.5 GB (83.1 % del total) de reservas de petróleo y 98 TPC (76.5 % del total) de reservas de gas.
  • En el oriente del país se ubican 63.23 TPC de reservas de petróleo y 13 GB de petróleo
  • En el occidente, se ubican 34.77 TPC de reservas de gas y 20.52 GB de petróleo

Finalmente, 189 campos (el resto para completar los 239) poseen 6.8 GB de reservas de petróleo y 30 TPC de reservas de gas asociado. Es de acotar, que en un escenario de apertura petrolera estos campos pudieran ser los primeros en ser ofertados al sector privado.


jueves, 26 de enero de 2023

Campo Gasífero Anaco, Recursos no Aprovechados

 Por: Nelson Hernández

En Venezuela, históricamente, la producción de gas ha estado supeditada a la producción de petróleo, lo cual ha limitado el desarrollo de la industria gasífera venezolana, al no tener volúmenes disponibles en calidad y a tiempo. Para superar este escollo, a partir del año 1995, en los planes de PDVSA se inicia la inclusión del desarrollo del gas no asociado. Lo cual culmina con la Ley de Hidrocarburos Gaseosos (LHG) (1999), su Reglamento (2000), el Otorgamiento de las Licencias de Gas (2000)[1]  y  la Creación del Campo Gasífero Anaco (2000).

En lo concerniente a las Licencias de Gas, solo 5 de las 19 concedidas están en producción. La correspondiente al Campo Cardón IV (Perla), actualmente es la de mayor producción con 495 MPCD en el 2022, de un total de 680 MPCD de gas no asociado[2].

Ahora bien, en el Reglamento de la LHG, se establece la definición de gas no asociado: Es el gas natural que se encuentra en forma gaseosa en los yacimientos y no está asociado a cantidades significativas de petróleo o condensado.

Pero esta definición dejo ambigua la condición “cantidades significativas”, por lo que fue necesario acudir  a una definición energética, que relaciona la energía total producida por el yacimiento, campo o pozo. Si la energía de gas es más alta que la de petróleo es un yacimiento, campo o pozo de gas, por lo cual se le aplica la LHG. Pero aun así, existía cierta incertidumbre  por lo que se definió un límite de la relación gas – petróleo de 15000  PC/B  y/o un contenido  limite de C7+ de 5 %.



Muchos campos de Anaco se explotaban bajo la Ley Orgánica de Hidrocarburos, lo cual dificultaba su desarrollo, básicamente por razones fiscales y económicas. Una vez que se establecen las condiciones arriba señaladas, permiten que esos campos puedan ser explotados bajo la LHG. Es así como nace el Campo Gasífero Anaco.

En el plan de PDVSA del año 1999, aparece por primera vez  el desarrollo del gas de Anaco, denominado “Proyecto Gas Anaco”.



El Objetivo del proyecto es el de construir la infraestructura requerida en el Distrito Anaco para manejar su producción actual y crecimiento hasta 2400 MPCD y 35 kBD de crudo liviano en forma confiable, segura y a menor costo operacional, a fin de satisfacer las necesidades de gas del Mercado Interno y de las Plantas de Extracción de LGN, en un horizonte de 20 años.



La grafica anterior muestra el plan de producción de gas y las cifras reales para el periodo 2000 – 2021. Como se ve, el plan nunca fue cumplido. Es de señalar que los recursos (financieros, tecnológicos y F-H) para ejecutar el proyecto estaban presupuestados en el plan hasta el año 2005, fecha de conclusión del proyecto.

Tanto el plan como la producción real coinciden en presentar un máximo en el año 2007. Pero con una gran diferencia en el volumen de 738 MPCD, ya que la producción real se situó en 1687 MPCD y el plan indicaba 2425 MPCD.

A partir de ese año, el gap (separación) se va acentuando hasta alcanzar en el 2021 una diferencia de 1175 MPCD entre la producción  real (425 MPCD) y el plan (1600 MPCD)

Son varios los factores que han influido en el incumplimiento del plan de desarrollo del campo gasífero Anaco. Entre estos, están:

  • En el 2000, paralización por parte del gobierno de los planes de PDVSA y PDVSA Gas para su reestructuración y redimensionamiento
  • Aplicación de políticas públicas no acordes con la tendencia mundial del sector hidrocarburos
  • Dejar a un lado la LHG
  • En el 2009, la estatización de los servicios a la industria petrolera mediante la ley que Reserva al Estado Bienes y Servicios Conexos a las Actividades Primarias de Hidrocarburos
  • Mala praxis operativa en el desinfle de los yacimientos

Ahora bien, por incumplimiento del plan de desarrollo del campo gasífero Anaco, en el periodo 2000 – 2021,

  • Se han dejado de producir 7.5 TPC (Tera pies cúbicos) de gas, volumen 1.8 veces mayor que las reservas del campo Dragón en costa afuera.
  • No se produjeron 16 kBD de crudo livianos. Hoy tan necesarios y vitales para producir crudo mejorado de la Faja, vía mezcla, Con ese volumen se pueden producir  unos 53 kBD de crudo Merey 16.
  • No se produjeron 48 kBD de LGN, necesarios para satisfacer la demanda de GLP en el sector domestico y de C3+ en el sector petroquímico.

En conclusión, recursos gasíferos que no fueron aprovechados. La pregunta clave es: Se puede revertir el daño ocasionado a los yacimientos?.  Si la respuesta es no, entonces son recursos que se perdieron.

jueves, 22 de septiembre de 2022

MUNDO. TIPS sobre Generación Eléctrica 2021

 

Por: Nelson Hernández



 

La región con mayor generación eléctrica es Asia & Pacifico con 13994 TWH. Le siguen: Norte América (5383), Europa (4032), CIS (1488), Sur América (1365), Medio Oriente (1306) y África (897). El total mundial, se situó en 28666 TWH.

El país con mayor generación fue China con 8534 TWH. Los próximos 4 son: USA (4406), India (1715) y  Rusia (1157).

La fuente energética de mayor uso fue el carbón, generando 10244 TWH  (36 % del total mundial). El mayor uso de esta fuente ocurre en la región Asia & Pacifico. El mayor consumidor de carbón es China generando 5339 TWH. Le siguen: India (1271), USA (978), Japón (302) y Sur África (210)

En lo atinente al gas, el mayor consumo ocurrió en Norte América, generando 1973 TWH. Le sigue: Asia & pacifico (1493), Medio Oriente (930), Europa (799), CIS (686), África (356) y Sur América (281). En cuanto a los países, USA lideriza con una generación de 1694 TWH con base gas. Le siguen: Rusia (497), Japón (326), Irán (288) y China (273)

La mayor generación hidroeléctrica ocurrió en la región Asia & pacifico con 1852 TWH. Equivalente al 43,3 % del total mundial. Le sigue: Norte América (673), Sur América (660), Europa (650), CIS (215), África (153) y Medio Oriente (20)

El mayor productor de hidroelectricidad es China con 1300 TWH. Le siguen: Canadá (381), Brasil (363),  USA (258) y Rusia (215).

 La región con mayor generación con base nuclear es Norte América con 923 TWH. Le acompañan: Europa (883), Asia & Pacifico (714), CIS (230), Sur América (26) y Medio oriente (14).  El mayor productor de nuclear electricidad es: USA con 819. Continúan: China (408), Rusia (222), Sur Corea (158) y Ucrania (86).

Con respecto a las renovables, la región Asia & Pacifico lidera con 1690 TWH, equivalente al 46.2 % del total mundial. Le siguen: Europa (947), Norte América  (714), Sur América (229),  África (49), Medio Oriente (19) y CIS (10).

Las fuentes no emisoras de CO2, generaron  10983 TWH, correspondiente al 38.6 % del total generado a nivel mundial. Este valor es muy similar al generado con carbón (10244).

 



martes, 23 de junio de 2020

Crisis de Covid-19 y el sector energético

Traducción libre: N. Hernández
(Tomado del informe “Recuperación Sostenible”. IEA, Junio 2020)

Basado en datos de los primeros cuatro meses de 2020, y en el supuesto de una gradual recuperación en la economía global, estimamos que la demanda total de energía primaria caerá en todas las regiones principales y se contraen globalmente en alrededor del 6% en 2020. Esto sería equivalente a una conmoción alrededor de siete veces mayor que la ocurrida durante el período de la crisis  financiera 2008-09

Petróleo: Se espera que la demanda de petróleo caiga alrededor de un 8% en promedio durante todo el año. La demanda en abril disminuyó en un 25%, con una caída en la demanda de transporte particularmente pronunciada. La demanda se espera que aumente a medida que aumenta la actividad económica, pero una serie de incertidumbres permanecer por encima de la velocidad y la magnitud del rebote (AIE, 2020c).

Gas: Se espera que la demanda de gas natural caiga alrededor del 4%, lo que constituiría uno de las mayores contracciones desde que el gas natural se convirtió en una industria importante. Sin embargo, la reciente reducción importante en los precios del gas, junto con la disponibilidad generalizada de gas natural licuado, han creado un colchón para la demanda de gas y lo han hecho más competitivo con el carbón, incluso en muchos países asiáticos.

Carbón: Se espera que la demanda de carbón caiga un 8% en 2020, la mayor contracción desde la Segunda Guerra Mundial, como resultado de la reducción de la demanda en los principales países consumidores de carbón, incluyendo India.  La disminución de la demanda de electricidad es la causa principal del menor uso del carbón.

Nuclear: La energía nuclear caerá un 2.5% desde los niveles de 2019 debido a una menor demanda y retrasos tanto en el reabastecimiento de combustible de proyectos existentes como en operaciones en nuevas plantas

Electricidad: La demanda de electricidad se ha reducido en un 20% o más durante los períodos de plena demanda. Cuarentena en varios países, con una mayor demanda residencial compensada por una reducción demanda de operaciones comerciales e industriales. La demanda podría caer un 5% a nivel mundial en 2020 en su conjunto, y hasta un 10% en algunas regiones. La generación a partir de energías renovables se espera que aumente debido a los bajos costos operativos, su acceso preferencial en muchos sistemas de energía y el reciente crecimiento de la capacidad con nuevos proyectos en línea en 2020. Como resultado, se espera que la generación de electricidad a partir de energías renovables aumente en casi 5% en 2020.

Biocombustibles: Es probable que los biocombustibles experimenten una disminución de la demanda como resultado de una menor actividad de transporte y pérdida de competitividad de precios con el petróleo.

La caída en la demanda de energía también ha llevado a una reducción significativa en la contaminación del aire local, especialmente en ciudades. Se espera que las emisiones globales de CO2 en 2020 caigan alrededor 2,5 giga toneladas (Gt) a poco menos de 31 Gt, alrededor de un 8% menos que en 2019. Esta sería la nivel más bajo desde 2010. Casi todo este descenso se debe a reducciones en la actividad económica en lugar de cambios estructurales en la forma en que el mundo produce y consume energía. A no ser que haya una acción inmediata para lograr tales cambios estructurales, las emisiones son muy probables que se recuperen a medida que las economías lo hagan.


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