VENEZUELA: Ideas para Proyectos de Inversion Productiva

Otra vez la CRISIS ELECTRICA

Otra Vez La Crisis Eléctrica by energia21

Pdvsa admite retrasos en la producción de la Faja

Problemas de infraestructura siguen afectando los nuevos negocios

ERNESTO J. TOVAR

Cuando ya transcurre el cuarto trimestre de 2013, la producción de los nuevos negocios de la Faja Petrolífera del Orinoco (las seis empresas mixtas creadas con socios privados nacionales e internacionales) confronta problemas que impedirán que se alcancen las metas volumétricas anunciadas por Petróleos de Venezuela durante el año 2012.

Al respecto el ministro de Petróleo y Minería, Rafael Ramírez, reconoció el pasado viernes que "los nuevos negocios han venido confrontando el problema de infraestructura y es un tema que estamos abordando en conjunto con los socios privados".

Los nuevos negocios son las empresas mixtas Petromacareo, Petrojunín, Petromiranda, Petrourica, Petrocarabobo y Petroindependencia, ubicados en los bloques Junín y Carabobo de la Faja del Orinoco, y que se están desarrollando con mayoría accionaria de Pdvsa, junto con socios como CNPC, ENI, Repsol, Rosneft o Gazprom.

A principios de 2012 se planteó que producirían entre 160 y 180 mil barriles por día de crudo como producción temprana. Pero en septiembre del año pasado esa meta se redujo a 100 mil barriles diarios, pero con la promesa de que para el año 2013 la producción llegaría incluso a 400 mil barriles por día.

La realidad hoy es que esos proyectos, más el bloque Junín 10 (conocido como Junín Sur y que hasta hace unas semanas fue llevado por Pdvsa en solitario), no producen más de 25 o 30 mil barriles por día.

El propio Ramírez dijo que en Petromiranda, donde trabajan las rusas Rosneft y Gazprom -y donde se espera la salida de Lukoil-, se están produciendo "8 mil barriles por día, que es modesto todavía pero estamos trabajando".

El también presidente de Pdvsa señaló que con los socios privados están teniendo discusiones "a los máximos niveles. Y estamos haciendo algunas modificaciones para que la producción temprana pueda venir sin que eso signifique problemas contractuales con ellos".

A ello agregó, aunque sin mucha precisión, que "queremos aumentar más rápido nuestra producción. Estamos buscando alternativas para que esa producción temprana llegue".

La labor, que luce cuesta arriba, ha llevado a que la estatal espere que "la producción temprana debería llegar en algún momento a 50 mil barriles, entre todos los proyectos, este año". Este sería un volumen sensiblemente inferior a las metas de las que se habló en 2011 y 2012.

Para tratar de levantar la producción de crudo en la Faja, Rafael Ramírez subrayó que Pdvsa cuenta con "un método de producción que es muy rápido, con las macollas. La conexión de pozos, la perforación es rápida, y tenemos ahí 200 taladros; una cantidad de equipos que hemos venido adquiriendo, invirtiendo unos 2.200 millones de dólares en China para adquisición de taladros".

Agregó que también se ha estado trabajando con las empresas de servicios "para que metan más herramientas, sobre todo direccionales" para perforación y producción.

"Mientras tanto" indica, hasta que no se logre la producción temprana "nos preparamos. Todos estos oleoductos, las monoboyas, los terminales, tiene que ver con crear las condiciones para que las empresas sepan y tengan la certeza de que esa producción podremos sacarla. Y que el proyecto de la Faja Petrolífera va en el cronograma establecido", aseguró Rafael Ramírez.

En septiembre de 2012 Petróleos de Venezuela esperaba que en 2013 se lograra una producción de 1,5 millones de barriles en la Faja del Orinoco, tras un aumento de casi 500 mil barriles respecto al año anterior. En total para este año se proyectó una producción cercana a los 3,5 millones de barriles por día.

En abril de este año esa meta fue replanteada en 3,32 millones de barriles. Actualmente la producción es de 3 millones de barriles por día.

Gas: ¿Vapores de la fantasía?

         Eddie A. Ramírez S.

“A la vuelta de dos o tres años tendremos la fiesta del gas”, declaró Chávez hace catorce años. Hoy, todos los proyectos tienen un gran atraso e importamos gas de Colombia.  Sin embargo, el régimen considera un logro participar en el  Foro  de Países Exportadores de Gas.

La Ley de Hidrocarburos Gaseosos permite que  privados participen en este negocio, pero las trabas gubernamentales han limitado los avances.    Comercialmente la demanda se centra en dos tipos de gas. El que viene en bombonas para uso doméstico se denomina Gas Licuado del Petróleo o GLP y es una mezcla de los gases propano y  butano, obtenidos de la refinación del petróleo. El otro es gas metano, denominado gas natural,  que se obtiene de yacimientos en los que se encuentra libre o bien asociado al petróleo; se distribuye por  tuberías o puede ser exportado en barcos previa transformación en líquido. En Venezuela un 85% del gas que se extrae se encuentra  asociado al petróleo. Los grandes yacimientos de gas libre se encuentran costa afuera.
 
Con respecto al gas de bombona son muchas las quejas de los usuarios sobre las dificultades para conseguirlo. Ello se debe a los frecuentes accidentes en las refinerías, a la escasez de los envases por no prever que la demanda ha aumentado y que es necesario sustituir las bombonas viejas. Además, después que estatizaron las empresas envasadoras y distribuidoras, sustituyéndolas por Pdvsa  Gas Comunal,se han presentado todo tipo de problemas.

En cuanto a los proyectos de gas metano, el Plan de Negocios establecía que para el 2008 se debían de estar produciendo 10.300 millones de pies cúbicos por día(mmpcd), pero a la fecha apenas se  producen  7.327  Recordemos algunas promesas: Luis Vierma, entonces Director de Pdvsa, declaró en el 2005 que “A principios del 2008 el gas del Mariscal Sucre llegara al mercado interno”. Rafael Ramírez en el 2006: “A partir de mayo del 2007 Colombia nos suministrará 150 mmpcd durante cuatro años, pero a partir del 2011 Venezuela le venderá a Colombia entre 150 y 200 mmpcd durante 16 años”. La realidad es que hoy en día Colombia nos vende 187 mmpcd.  En el 2012, Eulogio Del Pino declaró:  “Cardón IV debe estar produciendo 300 mmpcd en el primer semestre del 2013”. Todavía ni una molécula.

Con respecto a la locura de Chávez  de construir un gasoducto hasta la Argentina, y vender el gas a menor precio que el que nos pagaría cualquier país desarrollado, el Director citado declaró en el 2006 que ese gasoducto es “conveniente geopolíticamente y es económicamente viable”. En relación al gas para vehículos(metano), el Plan de Pdvsa contemplaba que para el 2009 deberían estas acondicionados 500.000 vehículos, pero Pdvsa reconoce que hasta el 2012 solo llegó a  194.363.  Hoy, el precio del gas se derrumbó y la demora en los proyectos de exportación hace muy difícil que podamos concretarlos.  Contamos con grandes reservas (33.864 millones de barriles de petróleo equivalente) pero, recordando a Andrés Eloy, podemos afirmar que en manos de los rojos el gas solo ha sido “vapores de la fantasía”.

Como en botica: Rechazamos el acoso de la Fiscalía a Nelson Bocaranda para limitar la libertad de expresión.

Pueblo adentro no ven luz

Jose Aguilar 

Al menos 19 proyectos de generación eléctrica tienen más de dos años de retardo

 

 

Electricidad (Créditos: Archivo)

 

Ariana Briceño Rojas/César Batiz | ÚN .- Son las 11:25 de la mañana del lunes 27 de mayo en la Escuela Bolivariana Enrique Flores, de El Dividive (Tru) y la maestra de tercer grado termina la clase con prisa.

Dentro de cinco minutos sonará el timbre de salida y los niños del pueblo tendrán que irse a su casa más temprano de lo normal. Los aires acondicionados de las aulas tienen parada obligatoria y el sol del mediodía hace tarea imposible escuchar sobre historia y geografía hasta las cuatro de la tarde. 

Desde el domingo, el servicio eléctrico de la mitad del pueblo no funciona y los 37 grados Celsius -que forman parte de las características con que se describe a esta zona del municipio Miranda- pesan mucho más en la espalda.

"Lo usual es que se vaya la luz a las cinco de la tarde y vuelva como a las ocho de la noche al menos dos veces por semana", dice resignada Vivian Sequera, profesora de la escuela.

Los cortes de luz ya han empezado a afectar las clases. Eva González, coordinadora del centro educativo, se muestra preocupada: "A veces los niños no nos vienen cuando pasan la noche sin electricidad porque están trasnochados".

El titular de Energía Eléctrica, Jesse Chacón, asegura que Zulia, Falcón, Lara, Barinas, Táchira, Mérida y Trujillo son los estados con mayor déficit energético, por lo que forman parte de lo que se conoce como "la cola del sistema". 

"Esta es una red desequilibrada. La mayor generación está en el sur, en Guri, y la mayor demanda está en la región norte costera, occidente y el centro", apunta el ministro.

Chacón afirma que 58% de la energía que se consume en el país proviene de la represa del Guri. Para llegar hasta el occidente, la electricidad debe recorrer desde el estado Bolívar casi 200 mil kilómetros de cables y subestaciones.

Aumentar la generación de megavatios del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), para depender menos del Guri y equilibrar el sistema, es lo que ha planteado Chacón desde que llegó al despacho.

El 7 de mayo en rueda de prensa, señaló que existían 35 plantas de generación que se encontraban entre 80% y 90% de avance y que podrían entrar en funcionamiento en los próximos 100 días. 

Últimas Noticias, a través de documentos internos de Corpoelec -de principios de este año- y de información del Registro Nacional de Contratistas, encontró 22 obras (ver infografía) con más de 80% de ejecución o que se culminaron pero no funcionan a su máxima capacidad.

De esos proyectos, 19 presentan en promedio dos años y siete meses de retraso, rezago que impide que 7.740 MW se sumen al sistema. Los otros tres cumplen con el cronograma de ejecución.

Entre las obras retrasadas más importantes se encuentran las plantas Manuel Piar (Bol), Antonio José de Sucre y Juan Valdez (Suc), Tamare y Bachaquero (Zul), Termocentro El Sitio (Mir) y Fabricio Ojeda (Mér); esa última, cuyo nombre original es La Vueltosa, solventaría la carencia eléctrica de la región andina si produjera los 514 MW para la que fue diseñada. Sin embargo, Chacón indica que 257 MW de esta obra empezarán a funcionar en agosto próximo.

En el resto del país, el titular del despacho calcula que se han logrado 606 MW dentro del plan de los 100 días. Informó que se han puesto en funcionamiento unidades de las plantas Termozulia, Cuatricentenaria (Zul), Josefa Camejo (Fal), Guanta (Anz), Alberto Lovera (Anz) y La Cabrera (Ara).

La Vueltosa. Mireya Araujo cuenta que el voltaje de su hogar, en El Dividive, baja repentinamente: "A veces vemos que podemos prender los bombillos, pero los electrodomésticos no. Entonces salimos corriendo a desenchufar los aparatos para que no se nos dañen".

La situación sería distinta para ellos si el complejo Uribante-Caparo, ubicado entre Mérida y Táchira, funcionara con los 1.575 MW proyectados, que suministrarían electricidad a seis estados del occidente del país (Mérida, Táchira, Trujillo, Apure, Barinas y parte de Zulia). 

La proyección de esa obra eléctrica se realizó durante el primer gobierno de Carlos Andrés Pérez para ser ejecutada en tres partes: Uribante-Dorada, Dorada-Camburito y Camburito-Caparo (La Vueltosa).

Tras ocho años, en 1987, se inauguró la primera etapa, que incluye la planta San Agatón, con una generación hidroeléctrica de 300 MW; actualmente, funciona a la mitad de su capacidad.

La siguiente obra en iniciarse fue el desarrollo del tercer tramo, Camburito-Caparo, con la planta La Vueltosa, proyectada para generar 514 MW. Su activación debió ocurrir en 1997. 

En 1999, al comenzar el gobierno del presidente Hugo Chávez, solo faltaba el cuarto de máquinas donde se instalarían las dos turbinas de la planta. Pero fue en 2005 cuando se retomó la obra, con la firma de un contrato con la filial de la empresa francesa Alstom, ubicada en Brasil.

Arnoldo Uribe, ex presidente de la Corporación de Desarrollo de Uribante Caparo (Desurca) -ente encargado de la ejecución del proyecto-, recuerda que en su gestión (2005-2008) estableció diciembre de 2008 como fecha de inicio.

Por irregularidades en la contratación de la obra con la empresa Alstom, el ex diputado Luis Tascón denunció a Nervis Villalobos, ex viceministro de Energía Eléctrica.

 
Uribe relató que la discusión entre el ex parlamentario y el ex viceministro se originó porque se obligó a la compañía francesa a subcontratar a una empresa zuliana llamada Conex, la cual no tenía experiencia en la construcción de cuartos de máquinas y que, a su juicio, retrasó los trabajos.

El ministro Chacón anunció que en agosto de este año se encenderá la primera turbina de la Fabricio Ojeda y para julio entrará la termoeléctrica Luis Zambrano (Mér). "Con ello vamos a estabilizar los niveles de voltaje de todas las zonas rurales y las zonas más alejadas del sistema principal que viene de Guri", estima el ministro.

Sin embargo, Uribe alerta que existe un problema en las compuertas de los túneles de descarga de las represas de Borde Seco y La Vueltosa, que no pueden ser cerradas.
Al respecto, el ministro asegura que esas fallas se presentan por el tiempo que la planta estuvo sin operar: "Allí hay una compuerta que quedó bloqueada, por lo que se realizó un proyecto especial que está en plena ejecución y que debería terminar este mes".

Otras obras. Además de La Vueltosa, otras obras eléctricas presentan un rezago en su ejecución de acuerdo con la revisión documental de ÚN.

El complejo Manuel Piar, Tocoma, por ejemplo, tenía como fecha orginal de conclusión el 31 de diciembre de 2007. Corpoelec reformuló el plan y planteó su finalización para 2014. Se espera que esa obra, en el estado Bolívar, genere 2.160 MW.

En el caso de Tocoma, Chacón asegura que hay un problema con el cierre del financiamiento: "Son unos 2 mil millones de dólares aproximadamente que faltan y actualmente lo estamos discutiendo con el Ministerio de Finanzas". Chacón cree que la primera turbina debería comenzar a funcionar en mayo o junio de 2014.

Otro caso es el de Termocentro El Sitio (Mir), proyecto que originalmente ejecutaría La Electricidad de Caracas, pero que luego pasó a manos de Corpoelec, que a su vez subcontrató a la española Durofelguera. De los 1.080 MW prometidos, se encuentran activos 780 MW. La planta debió culminarse en 2011.

La Antonio José de Sucre y Juan Valdez (Suc), la Tamare y Bachaquero (Zul) se encuentran paralizadas; las dos últimas ni siquiera aparecen en el cronograma de obras, aunque fuentes de Pdvsa y Corpoelec aseguran que las turbinas fueron compradas. 

Exceptuando El Sitio, los demás proyectos atenderían zonas del país distintas a Caracas, ciudad que ha sido resguardada de apagones desde el primer gobierno de Carlos Andrés Pérez.

El eslabón débil. El consultor internacional en electricidad, José Aguilar, dice que Trujillo es el estado que menor demanda requiere del sistema, entre 180 MW y 200 MW, aunque es el que se ve más afectado por los continuos cortes de luz. 

En El Dividive no solo existe un problema de generación. La subestación Sabana de Mendoza (distribución) aún no ha sido culminada y funciona con un solo transformador. 

Vivian, residente del pueblo, recuerda cuando un transformador explotó la madrugada del 15 de febrero de 2011. En esa ocasión, el casco central estuvo sin electricidad por 16 horas. 

Para José Aller, ingeniero y profesor de la Universidad Simón Bolívar, la distribución y transmisión son las materias pendientes que requieren recursos más cuantiosos, especialmente en lo referente a distribución. 

"No hay equipos para realizar mantenimiento. Lo que pasa es que no hay empresas en el país que hagan aparatos eléctricos para potenciar las instalaciones", señala el experto.
Mientras más poblada es la zona, mayores son las protestas. El 18 junio del año pasado una falla en la subestación Valera II dejó sin electricidad por 48 horas a Valera, principal ciudad de Trujillo.

Aquella vez, la gente salió a la calle a protestar. Los inconvenientes que causó ese corte fue noticia de primera plana en la prensa regional.

Pueblo acalorado. Para los habitantes del pueblo, un aire acondicionado deja de ser un lujo. Tener 48 horas sin electricidad obliga a abrir las ventanas, sacar los colchones al porche e intentar dormir en las noches con una sábana que cubra el cuerpo de la irritante plaga.

Tener su propia planta eléctrica puede ser una solución momentánea al problema, pero su uso puede representar un riesgo. 

Desde abril del año pasado hasta enero de este año, 10 personas integrantes de tres familias de Apure, Mérida y Anzoátegui murieron asfixiadas a causa del monóxido de carbono producido por utilizar plantas eléctricas.

Chacón admite los problemas en los centros rurales, pero asegura que un gran paso es tener 99% de penetración del SEN: "Uno va al país de al lado y esos pueblos no tienen ni luz porque no es rentable. Igual, nosotros tenemos que mejorar aún más".

Ya pasó una semana desde que el pueblo de El Dividive vivió dos días sin electricidad. Este lunes, los bombillos encienden y los niños escuchan clase sin agobiarse por el calor del mediodía. Sin embargo, el rastro del apagón se encuentra en algunas casas, donde ahora varios electrodomésticos se niegan a encender.

Leer más en: http://www.ultimasnoticias.com.ve/noticias/actualidad/investigacion/infografia---pueblo-adentro-no-ven-luz.aspx#ixzz2X4AISQgz

A Pdvsa le corresponde 46% de los proyectos eléctricos

Tanto la industria petrolera como Corpoelec presentan rezagos importantes

Este domingo fue inaugurada la planta termoeléctrica Bajo Grande, en el estado Zulia AVN

 

Mariela Leon EL UNIVERSAL(34-07-12)

El Gobierno ha delegado este año en Petróleos de Venezuela (Pdvsa), un papel destacado en la generación eléctrica del país, a los fines de cubrir el incremento esperado de 8,3% en la demanda máxima.

El rol asignado a la industria petrolera casi iguala al de actividad inherente de la Corporación Eléctrica Nacional (Corpoelec), como es la instalación de nuevas plantas, ejecutar los mantenimientos respectivos y rehabilitar equipos. Según el cronograma que maneja el ministerio de Energía Eléctrica, para este año se estima la incorporación de 4.178 megavatios (Mw), de los cuales 2.072 Mw (49,5%) le corresponden a la Corporación, 1.931 Mw (46,2%) a Pdvsa y 175 Mw (4,1%) a la Siderúrgica del Orinoco "Alfredo Maneiro" (Sidor).

Señala ese despacho que durante el primer trimestre, Corpoelec ha adicionado al sistema 390 Mw, con la puesta en servicio de las plantas Guarenas (60 Mw), Alberto Lovera (150 Mw) y Termozulia ciclo simple (180 Mw). Extraoficialmente se conoció que en abril entró en operaciones la unidad 8 de Termozulia III (ciclo simple) con 180 Mw, lo que haría un total de 570 Mw para el cuatrimestre. Esto significa que a Corpoelec le restan 1.502 Mw por inyectar al sistema en lo que resta del año, es decir el 72,4% de los proyectos programados y ordenados.

Este domingo el presidente Hugo Chávez, Pdvsa y las autoridades energéticas inauguraron la planta termoeléctrica Bajo Grande, con capacidad de 100 Mw, ubicada en el municipio Cañada de Urdaneta, en el Zulia. La industria petrolera está pendiente con la generación de 1.831 Mw, esto es, con el 94,9% de la cartera de proyectos.

Jesús Luongo, gerente general del Centro de Refinación Paraguaná (CRP) indicó que Pdvsa maneja actualmente a escala nacional 28 proyectos de generación eléctrica, de los cuales 19 son para la autosuficiencia de la industria: "la vieja Pdvsa aprovechó la energía barata del Guri, fue aumentando su producción petrolera y sus nuevas instalaciones pero nunca construyó generación propia, ahora lo estamos haciendo lo que va a permitir liberar grandes bloques de energía para la población, en particular en el Zulia", reseñó nota del ministerio de Petróleo y Minería.

Sidor, por fin

En medio de la crisis eléctrica de 2010, el Gobierno adquirió dos plantas térmicas (A y B) con capacidad de 175 Mw cada una, para ser colocada en las instalaciones de Sidor, con el propósito de que la planta se autoabasteciera. Superada la contingencia, asociada a la sequía, algunos voceros cuestionaron la ubicación de las turbinas por considerarla inviable.

Sin embargo trascendió que la unidad A se encuentra en fase de prueba, y a la espera de la certificación de las autoridades para operar en el Sistema Interconectado con 130 Mw.

Los proyectos de gas: más bulla que cabuya

Jose Suarez Nuñez

El Gobierno debía darse cuenta de que aunque Pdvsa tenga el 8vo lugar mundial en reservas gasíferas debe solucionar el déficit diario de 2.500 millones de pies cúbicos, porque en la última década no acaba de arrancar la producción de sus tres grandes áreas costa afuera, mientras el pequeño vecino de Trinidad-Tobago fabrica sus plataformas de perforación, tiene 4 trenes de licuefacción, y es el mayor exportador de LNG a EEUU

José Suárez Núñez

BP Trinidad & Tobago anunció la semana pasada el comienzo de la producción de gas del campo Serrette, a 90 metros de agua del sureste de la costa de la isla de Trinidad. La actividad comenzó con la quinta plataforma construida en la Isla y hay otras 13 operando costa afuera.

La plataforma puede producir 400 millones de pies cúbicos diarios de gas y condensados de 5 pozos asociados. La producción de esta plataforma tiene facilidades para el suministro al mercado interno de la isla, y a la planta de licuefacción Atlantic LNG, para exportar a los importantes mercados de Estados Unidos y Europa y hasta clientes en Brasil.

Trinidad & Tobago es el mayor exportador de LNG a Estados Unidos y el quinto exportador del mundo después de Qatar, Malasia, Indonesia y Argelia. En 2009 exportó a Estados Unidos 236 billones de pies cúbicos de gas y 73.000 barriles diarios de crudos. Es la única isla del Caribe que tiene autonomía de petróleo y gas. Todas las demás islas son importadores netos de hidrocarburos a las que suple PetroCaribe.

Norman Christie, presidente de BPTT, dijo que el complejo que constituye Serrette demuestra el contenido local y el orgullo de continuar la tradición del diseño local y la fabricación que se inició cuando se lanzó la plataforma Cannonball en 2001. “Nosotros tenemos la habilidad para estandarizar las lecciones aprendidas para diseñar cada plataforma”, agregó Christie.

BPTT opera en 904.000 acres en la costa este de Trinidad, con otras 13 plataformas y dos unidades de procesamiento con capacidad para procesar 450.000 barriles diarios equivalentes de petróleo.

La terminal Atlantic LNG Company es un consorcio constituido por British Petroleum, British Gas, GDF Suez y Repsol YPF, operan los cuatro trenes de licuefacción ubicados en Point Fortin, situado en el suroeste de Trinidad.

El primer tren de licuefacción inició sus operaciones en marzo de 1999  y sucesivamente en los años 2002, 2003 y 2006 se instalaron cuatro trenes, que tienen una capacidad combinada de 14.8 millones de toneladas métricas de LNG. Atlantic y el gobierno de Trinidad Tobago han anunciado la construcción del quinto y sexto tren de licuefacción.

Trinidad&Tobago, un pequeño territorio de 5.128 kilómetros cuadrados y una población de 1.2 millones de habitantes, tiene fronteras marítimas con Venezuela y acuerdos para la producción conjunta de reservas de gas. Tiene sólo 39.3 TCF (trillones de pies cúbicos) de gas y se ha convertido en una década en el mayor exportador de LNG a los Estados Unidos.

Pdvsa posee la octava posición mundial en reservas de gas y 148 TCF (trillones de gas) de reservas, pero tiene un déficit diario de gas de 2.500 millones de pies cubicos y está gastando una fortuna en diesel,  (con un precio del barril a 135 dólares) y en el futuro tendrá que importar para usarlo como combustible en sus plantas eléctricas.

Además del gas asociado que viene con el petróleo, en la década de los años 80 del siglo pasado, Venezuela encontró 4 importantes campos de gas en el norte de Paria (Rio Caribe, Mejillones, Patao y Dragón) y todavía no ha sacado ni una sola molécula de gas. Han sido infructuosas las negociaciones con las mayores firmas mundiales de gas, pero se nubla de soberanía y fracasan los negocios.

El mismo camino ha sido en la plataforma deltana, donde desde principios de siglo la actual administración encontró gas y condensados en el primer bloque perforado, a unos 2 kilómetros de los campos de gas trinitarios. Aunque han otorgado permisos para exploración y explotación a las firmas Chevron, Total, y StatoilHydro y estas han encontrado reservas de más de 7 TCF en el área, los proyectos no han arrancado.

El boom gasífero de Trinidad Tobago se inició en 1999 y tiene activos 4 trenes de licuefacción, y en ese lapso de tiempo el actual gobierno venezolano, habló de la apertura del gas, y de instalar un tren de licuefacción en Guiria que se han quedado en proyectos. Pdvsa acostumbra arrancar los proyectos a velocidades como de la Fórmula Una, pero después se le desinflan los cauchos.

Los tres grandes proyecto: mariscal Sucre, plataforma deltana y proyecto Urdaneta, sólo hay una novedad: el gas descubierto por Repsol y Eni. Mientras Trinidad ha construido 5 plataformas en la isla para extraer y procesar gas, Venezuela arrendó la Aban Pearl que se hundió en el golfo de Paria.

Obras electricas prometidas por la revolucion comunista

Presentacion de termoeléctricas

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Gran Caracas se prepara para suprimir su déficit eléctrico

Alí Rodríguez señaló que algunas fallas ocurren por falta de mantenimiento
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MARIELA LEÓN | EL UNIVERSAL (26-04-11)

En el límite entre Guarenas y Guatire, se levanta como a escondidas, la Planta Guarenas que incrementará en 156 megavatios (Mw) la capacidad de generación térmica necesaria para cubrir la creciente demanda de la Gran Caracas, en especial de estas ciudades satélites en plena efervescencia urbanística residencial y comercial.

Sin mucha promoción ni publicidad, esta obra se inició en abril de 2010 y se espera entre en funcionamiento en octubre de 2011, a través de sus cuatro unidades duales (diesel/gas), tras una inversión estimada de 211 millones de dólares.

En un recorrido por sus instalaciones, el ministro de Energía Eléctrica, Alí Rodríguez, señaló que la planta surtirá el 75% de la demanda eléctrica de los municipios Plaza y Zamora del estado Miranda; el 25% restante será suministrado por plantas de la Electricidad de Caracas, filial de la Corporación Eléctrica Nacional (Corpoelec).

Alfonso Rodríguez, subcomisionado de proyectos de la Región Capital, informó que la capacidad de generación de la EDC es de 1.811 Mw, sustentada por el aporte de las plantas Tacoa, ampliación Tacoa, Arrecifes y José María España. Y explicó que Corpoelec adelanta el Plan de Blindaje de la Gran Caracas, cuyo propósito es elevar la producción eléctrica en 130% en tres años (2011-13), es decir, en 2.287 Mw, hasta totalizar 4.098 Mw, lo que permitirá una holgura en la oferta capitalina.

El ministro indicó que la demanda de la Gran Caracas, es cercana a los 2.400 Mw en las horas pico (6 am y 9 pm), por lo que actualmente se importan aproximadamente 400 Mw del embalse de Guri. "Nos estamos preparando para suprimir ese déficit; eso no quiere decir que no podamos importar de Guri" en forma eventual.

Advirtió que el ministerio y Corpoelec trabajan en el reforzamiento de tres líneas de transmisión de la Gran Caracas a los fines de bajar la sobrecarga existente en la red.

De acuerdo al cronograma presentado, este año se incorporarán al sistema de la Región Capital unos 1.144 Mw, mediante la activación de dos barcazas (340 Mw), La Raisa I (unidades 2 y 3 con 120 Mw), Picure (unidades 3 y 4, 88 Mw), La Raisa II (unidades 1 y 2, 90 Mw), la Raisa III (unidades 1 y 2, 170 Mw), Guarenas (156 Mw) y la unidad 1 de El Sitio, con 180 Mw.

En busca del equilibrio

Alí Rodríguez señaló que algunas de las fallas registradas recientemente en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) obedecen a distintos factores, entre ellos a la falta de mantenimiento en las líneas y subestaciones, al retraso en las labores de pica y poda y en los bancos de baterías.

Indicó que este año la demanda esperada es de 18.200 Mw, consecuencia de la Misión Vivienda y del crecimiento económico previsto. Para garantizar y acompañar la expansión de ese indicador, se adicionarán al sistema 2.568 Mw, de los cuales Corpoelec inyectará 1.593 Mw, Pdvsa 800 Mw y Mibam 175 Mw. Y unos 1000 Mw por rehabilitación de las unidades 8 y 9 de Guri, la 1 de Planta Centro, la 7 de Tacoa y entre otras, planta Táchira, con una inversión de 4.050 millones de dólares y 4.005 millones de bolívares.

Dijo que el potencial hidroeléctrico del Bajo Caroní, no se puede transmitir al centro y occidente del país por las limitaciones en la red de transmisión. "En 2012 con la totalidad de unidades de Planta Centro en operaciones y la planta de El Palito, se logrará la estabilidad del sistema en esas regiones".