Venezuela: Prospectiva demanda de energía (2011 – 2040)

Resumen1

A continuación los aspectos
más resaltantes obtenidos de la prospectiva sobre la
demanda de energía en Venezuela para el periodo 2011
– 2040.

• Luce que las reservas probadas, hoy, de gas
presentan ciertas características que muestran
incertidumbre en producirlas para satisfacer la demanda
proyectada.

• Se hace necesario jerarquizar los sectores a los
cuales va ser dirigida la producción de gas. Proyectos de
exportación de gas serian viables, desde el punto de vista
volumétrico, si se sacrifican volúmenes de gas al
mercado interno o a la Industria Petrolera.

• Es imprescindible contar cuanto antes con
producción de volúmenes de gas costa afuera, de tal
manera que complemente la satisfacción de la demanda
interna

• La explotación de la FPO requiere de altos
volúmenes de gas. Liberación de este requiere
redimensionar sus volúmenes de petróleo a producir,
así como la tecnología aplicada, hoy, en la
producción y mejoramiento del crudo FPO

• Liberación de gas en el sector
eléctrico se puede lograr mediante la utilización
de otros energéticos como: crudo FPO, Orimulsión,
Carbón y Coque. 2000 MW con algunos o combinación
de estos energéticos liberan 330 MPC de
gas

• El crecimiento en la
producción de petróleo está altamente
influenciado por los volúmenes a producir en la FPO. Luce
que la producción ideal de la FPO estaría entre 1.0
MBD y 1.5 MBD.

• En lo atinente a las fuentes
energéticas per se, tenemos:

• En el caso base, la demanda total
crece de 1220 kBDPE en el año 2005 a 2220
kBDPE, equivalente a un crecimiento de 1000 kBDPE, es decir, un
incremento de 1.73 % interanual. En el caso 15%, el crecimiento
es de 745 kBDPE, equivalente a un crecimiento interanual de 1.37
%.

• La participación de cada fuente
energética para el año 2005 es el siguiente:
Hidrocarburos líquidos con 38 %; Gas con 26 % e
Hidroelectricidad con 36%. Para el caso base y
año 2040, la distribución es: 30 %
Hidrocarburos Líquidos; 40 % Gas; 25 %
Hidroelectricidad y 5 % Renovables.

• En lo referente al caso 15% y al año 2040,
los Hidrocarburos Líquidos participan con 29 %; Gas con 37
%; Hidroelectricidad con 28 % y Renovables con 6 %.

• Para ambos casos la participación del gas
es predominante, lo cual cumple con la premisa
establecida.

El análisis por cada fuente de
suministro es como sigue:

• En el caso base, el gas natural pasa de 315 kBDPE
en el año 2005 a 890 kBDPE en el año 2040, es
decir, un crecimiento de 575 kBDPE, equivalente a un crecimiento
inter anual de 3.01 %. Para el caso 15% el crecimiento es de 2.46
% inter anual, equivalente a un crecimiento neto de 422
kBDPE.

• Los hidrocarburos líquidos,
en el caso base, pasan de 460 kBDPE en el año
2005 a 665 kBDPE en el año 2040, un crecimiento de
205 kBDPE, equivalente a un crecimiento del 1.06 % interanual.
Para el caso 15%, el crecimiento es de 103 kBDPE, asociado a un
crecimiento interanual del 1.058 %.

• La hidroelectricidad para ambos casos pasa de 445
kBDPE en el 2005 a 550 en el año 2040. Es decir, un
aumento de 105 kBDPE, equivalente a un aumento de 1.061 %
interanual.

• Las energías renovables (eólica,
solar y mini hidráulicas) hacen su aparición en el
año 2013 con 3 kBDPE. Alcanzan los 115 kBDPE en el 2040,
lo que implica un crecimiento de 112 kBDPE, equivalente al 14.46
% de crecimiento interanual.

• Exceptuando las energías renovables, el
gas natural es quien presenta el mayor crecimiento en el periodo
de la prospectiva.

Introducción

La Prospectiva es el conjunto de análisis y
estudios sobre las condiciones técnicas,
científicas, económicas y sociales de la realidad
futura con el fin de anticiparse a ello en el presente. La
Prospectiva permite crear la situación que queremos a
futuro, y cuyo logro está asociado a las acciones que
tomemos hoy. Por estar en un mundo de constantes dinamismo y
cambios, los análisis prospectivos deben ser actualizados
periódicamente, al menos cada dos años.

La Prospectiva nos permite la corrección de
políticas públicas que conlleven a alcanzar las
metas que esta ha definido en el corto, mediano y largo plazo
sobre un área de estudio en particular, y una de ellas,
sino la más importante o dentro de las importantes, es la
ENERGIA.

Para cualquier país del mundo es vital, para su
funcionamiento, conocer su demanda energética y la forma
de satisfacerla, en el tiempo. Esta previsión les
proporcionara a sus habitantes calidad de vida, y a los sectores
productivos y de servicios la seguridad de los insumos
energéticos demandados para realizar sus actividades,
lográndose así un desarrollo armónico y
sostenido del país.

El propósito de este trabajo es pronosticar la
demanda energética en Venezuela para el periodo 2011
– 2040, utilizando data histórica, índices
mundiales, proyectos anunciados o posibles y la experiencia del
autor, que en su conjunto están incorporados en una hoja
de cálculo electrónico. Como se ve es un modelo
lineal y sencillo.

Metodología

Las metodologías de pronóstico de demanda
de largo plazo más utilizadas corresponden a las
siguientes categorías: proyecciones de series de tiempo y
econométricas, análisis de uso final, enfoques de
dinámica de sistemas, enfoques combinados y
análisis de escenarios. Cada enfoque refleja una cierta
visión revelada en supuestos y permite estimar consumos
multi-energéticos de largo plazo.

En la tabla a continuación se presentan las
principales metodologías utilizadas para la
estimación de la demanda energética de largo plazo.
El cuadro siguiente presenta las ventajas, desventajas y
requerimientos de información generales de cada tipo de
metodología.

La metodología utilizada en el presente estudio
es una mezcla de todas ellas, ya que la información base
tuvo que construirse con data histórica y tendencial por
sector de consumo y tipo de energía, ayudado por el juicio
del experto.

El modelo utilizado posee las siguientes
características:

• Permite proyectar el consumo de
largo plazo.

• Identifica los consumos
sectoriales.

• Permite proyectar el consumo desde
una perspectiva multienergética.

• Sensible a parámetros claves
y ciertos aspectos de incertidumbre y variabilidad.

En este contexto, el modelo seleccionado es de
carácter híbrido, basado en un enfoque sectorial
que combina un análisis econométrico cuando las
tendencias parecen robustas para el sector y opinión
experta y análisis de uso final cuando se esperan cambios
en estas tendencias.

Lo anterior es la práctica creciente en el mundo
para proyectar consumos energéticos en el largo plazo y
hacer planificación estratégica del sector. Por
cierto, este tipo de modelo no pretende replicar fluctuaciones
asociadas a shocks de corto plazo como, por ejemplo, el impacto
de variaciones en los precios de los
energéticos.

Un modelo híbrido de estas características
permite integrar tanto los aspectos físicos como
económicos en un marco común. Por ejemplo, mientras
las relaciones econométricas internalizan los efectos de
precios, ingresos o políticas públicas del pasado,
el enfoque de uso final acomoda nuevos usos finales: mezclas
alternativas de combustibles, penetración de artefactos y
tecnologías, patrón de crecimiento de la
producción física o su valor como, asimismo, la
población, emisiones y la distribución del ingreso
entre segmentos. El enfoque híbrido permite así
acomodar cambios esperados no
tendenciales.

Venezuela: Prospectiva Demanda de
Energía (2011 – 2040) Nelson
Hernández

Fuente:
http://antiguo.minenergia.cl/minwww/opencms/

La grafica presenta un esquemático del modelo
hibrido utilizado. Del lado izquierdo la información a
procesar: Población de Venezuela; Data Histórica de
Consumos y oferta de energéticos; Índices Claves
para reproducir valores que no tienen data
histórica.

La información es decantada y analizada, tomando
así los valores más representativos. Estos son
arreglados en matrices (hoja electrónica de
cálculo) para obtener la proyección dentro del
horizonte de tiempo del estudio.

Los resultados se obtienen por cada energía
primaria (Gas, Hidrocarburos Líquidos, Hidroelectricidad y
Renovables) para cada sector de consumo. La energía
secundaria, la electricidad, se muestra la participación
de cada energía primaria en su obtención,
así como la participación de esta en cada sector de
consumo.

En el sector petróleo, de gran importancia para
el país, se hacen escenarios de producción de crudo
y gas, de acuerdo a los planes anunciados o proyectados de PDVSA,
con el objeto de ver su viabilidad volumétrica.

El referido modelo asume que las evoluciones
históricas de las variables se mantienen en el tiempo, la
no incorporación de nuevas tecnologías o cambios
estructurales, y de existir su impacto será gradual, cuya
incorporación se hará en la próxima
revisión de la prospectiva.

Para mitigar esta falla del modelo se recurre a la
realización de escenarios. Se parte de un escenario base
(Business As Usual – BAU) y se realizan escenarios
alternativos que contemplen entre otros: Mayor eficiencia
energética, variación de precios, crecimiento
más acelerado, entrada de nuevas fuentes de
energía, etc.

Premisas de la
Prospectiva

El marco del desarrollo de la prospectiva de la demanda
energética y su satisfacción en Venezuela, para el
periodo 2011 – 2040, esta dado por las siguientes premisas
que conforman el caso Base. Es de señalar que Venezuela a
partir del año 2009 atraviesa por una crisis
energética que ha limitado fuertemente el suministro de
combustibles a la población y un racionamiento del
servicio eléctrico a lo largo y ancho del país. Las
Premisas son las que se indican a continuación:

• Se escogió el horizonte 2011- 2040, debido
a que autores y organizaciones indican que los combustibles
fósiles, y en especial el petróleo, dejaran de
tener en los próximos 30 años la supremacía
que hoy ostentan en la matriz energética
mundial.

• Se realizan 4 proyecciones de la
producción de crudo de la Faja Petrolífera del
Orinoco (FPO): 4 MBD, 3 MBD, 2 MBD y 1 MBD, con el objeto de
analizar la viabilidad volumétrica en función de
las necesidades de gas. La producción máxima para
cada proyección se alcanza en el año 2025. Es de
destacar que proyecciones mundiales le asignan a la FPO una
producción de 1.2 MBD para el año
20302.

• La población venezolana para el periodo en
estudio está basada en proyecciones del INE y del Banco
Mundial. Esta variable es quizás la más importante
del estudio prospectivo debido a que muchas otras utilizadas
están asociadas al término "per
cápita".

• El valor de la generación eléctrica
per cápita seleccionado fue el correspondiente al
año 2008 de 4222 kwh, y la fuente es el Ministerio para la
Energía Eléctrica. Este valor se mantuvo constante
en el periodo de análisis, garantizando así a la
población futura la calidad de vida que le permite ese
consumo de electricidad. Su uso permitió obtener la
generación eléctrica hasta el año
2040.

• La generación hidroeléctrica
está dada por la capacidad instalada actualmente, y cuya
generación fue de 86.8 Gwh para el año 2011. A esta
capacidad se le adiciono 2160 MW en el año 2015 (Tocoma) y
2000 MW (proyecto en al Alto Caroní) entrando en el
año 2030. Para efecto de conversión
energética, a la energía generada
hidráulicamente se le aplico una eficiencia térmica
de 30 % (11377 BTU/kwh), igual al promedio de la
eficiencia térmica en generación
termoeléctrica.

• La electricidad renovable viene dada por
instalaciones eólicas, solares y mini hidráulicas.
A partir del año 2013 se contemplan 100 MW eólicos
ya en funcionamiento. A partir del año 2020 y hasta el
final del periodo, cada año se adicionan 200 MW. 100 MW
correspondientes a mini hidráulicas y 100 MW
solar o eólica o combinación de ambas. Para efecto
de conversión energética, a la energía
generada por las renovables se le aplico una eficiencia
térmica de 30 % (11377 BTU/kwh), igual al promedio de la
eficiencia térmica en generación
termoeléctrica.

• La electricidad termoeléctrica es
determinada por la diferencia entre la generación total
menos la generación hidroeléctrica y la
generación de las renovables.

• La capacidad de generación
eléctrica total es 30 % superior a la capacidad operativa
necesaria para atender la demanda.

• Se asume para todos los efectos que el gas
natural es el combustible base en la prospectiva. Es decir, su
uso tendrá prioridad ante cualquier otro
combustible.

• En la generación termoeléctrica se
dejan 500 MW a diesel y 500 MW a fuel oíl, por razones de
logística y de mantenimiento de los sistemas de quema de
líquidos en las plantas. El resto de la capacidad de
generación usara gas.

• El número de vehículos por tipo de
combustibles, para el año 2011, fue obtenido de la
organización FAVENPA. Se determino el valor per
cápita de vehículo para cada tipo de
clasificación por uso de combustibles. Estos valores
fueron de 0.13 veh/hab para gasolina, 0.0084 veh/hab para diesel
y 0.0037 para GNV. Estos valores corresponden a 7.7
per/veh, 119 per/veh y 270.3 per/veh,
respectivamente. Por otra parte, se asume que el millón de
vehículos a GNV, propuesto por el gobierno, se alcanza en
el año 2040.

• Para efecto de determinar el consumo
energético, se calculo para el año
2011 el consumo diario de combustible por cada tipo de
vehículos. El resultado fue de: 13 lit/día para
gasolina; 38 lit/día para diesel y 460 PC/día de
gas para GNV.

• El consumo de gas y GLP en el sector domestico
viene dado por unidad familiar. A tal efecto, se tomo el
índice de 3.99 personas por familia dado por el INE (censo
2011). Para efecto de calcular el consumo energético
familiar, se tomaron los valores promedios de PDVSA Gas de 47
PC/día de gas y 1.15 lit/día de GLP. Por otra
parte, y de acuerdo al plan de Gasificación
nacional de PDVSA Gas Comunal3, se tomo que el 80 % del
número de familias consumirá gas directo
(metano) y el restante 20 % consumirá GLP. El
número máximo de familias con consumo de gas se
alcanza en el año 2040.

• Otro sector de consumo de gas es el comercial. El
número de comercios que utilizan gas se asocio con el
número de clientes domésticos que también lo
hacen. Esta relación para USA es de 15 clientes
domésticos por cliente comercial. En lo atinente al
consumo de gas, en USA el cliente comercial consume 10 veces
más que lo que consume un cliente domestico. Para el caso
que nos ocupa esos valores son de 10 clientes domestico por uno
comercial, y con un consumo del cliente comercial de 4695
PC/día.

• Para determinar la demanda de gas en el sector
industrial (petroquímico, siderúrgico/aluminio,
cemento y manufacturero) se tomo la serie estadística de
1998 al 2011, y se calculo el consumo de gas per cápita
para cada tipo de industria. Con el objeto de eliminar el efecto
de la caída productiva que ha experimentado este sector en
los últimos 14 años, como consecuencia de la
aplicación de políticas públicas erradas, se
tomo el máximo valor per cápita de consumo de dicha
serie, para cada clase de industria.

• La oferta de gas viene dada por
cinco fuentes:

o El gas asociado a la producción de
petróleo convencional (excluye el extra pesado FPO), y
cuya RGP promedio de reservas es de 1720
PC/B

o El gas asociado a la producción de
petróleo de la FPO, y cuya RGP promedio de
reservas es de 282 PC/B

o El gas proveniente de explotación
de campos con alta RGP como es Anaco.

o El gas no asociado producido en
tierra

o El gas no asociado producido costa afuera, quien hace
el balance para satisfacer los requerimientos de gas

• La producción de petróleo sigue muy
cerca lo establecido por PDVSA en su plan "Siembra Petrolera". Se
establece el año 2025 como el año donde la
producción de petróleo convencional se sitúa
en 2.0 MBD y la producción de la FPO alcanza su nivel
máximo de producción de acuerdo a los esquemas de
4.0 MBD; 3.0 MBD; 2.0 MBD y 1.0 MBD. A partir del año 2025
y hasta el final del periodo, la producción de
petróleo no se modifica.

• La demanda de gas en el sector
petrolero está integrada por:

o El gas de inyección con fines de
recuperación de petróleo que llega a un
máximo de 4380 MPCD en el año 2015 y se mantiene a
través de todo el periodo

o El gas de refinación, el cual contempla la
entrada de capacidad de refinación adicional de 50 MBD
(2014); 70 MBD (2016) y 400 MBD (2020). Para efecto del
cálculo del volumen demandado se utilizo el promedio
mundial de energía utilizada por cada barril refinado
de

0.436 MMBTU (436 PC/B)

o El gas combustible utilizado en la producción
de crudos convencionales y otras actividades conexas se asocio al
promedio mundial de 1.0 MMBTU por barril producido (1000
PC/B)

o El gas utilizado en la explotación y
mejoramiento de crudos no convencionales (FPO), se uso el
promedio mundial de 2.0 MMBTU (2000 PC/B) por barril producido y
mejorado4.

• El escenario alterno esta denominado 15%, y se
refiere al escenario de eficiencia energética, y consiste
en la disminución del consumo de energía en un 15 %
en los siguientes sectores:

o El consumo per cápita de
electricidad pasa a 3590 Kwh

o El índice de veh/hab pasa a ser
0.11 (9.1 per/veh)

o El consumo de gasolina es de 11
lit/día por vehículo

o El consumo de diesel pasa a 32 lit/dia
por vehículo

o El consumo de gas es de 390 PC/dia por
vehículo

Energía
Mercado Interno (1998 – 2012)

Venezuela satisface sus principales requerimiento
energéticos con tres fuentes primarias: Hidroelectricidad,
Gas Natural e Hidrocarburos Líquidos.

En los últimos 14 años la energía
ha pasado de 1.0 MBDPE en el año 1998 a 1.3
MBDPE en el año 2012, un crecimiento neto de 322
kBDPE, equivalente al 2.01 % de crecimiento
interanual.

La hidroelectricidad aumento de 296 kBDPE en 1998 a 419
kBDPE en el año 2012, es decir, un crecimiento neto de 123
kBDPE, equivalente al 2.51 % de incremento interanual.

El gas natural paso de 331 kBDPE en el año 1998 a
303 kBDPE en el año 2012, un decremento neto de 28
kBDPE.

Los hidrocarburos líquidos son los que más
crecen, al pasar de 374 kBDPE en el año 1998 a 600 kBDPE
en el 2012. Este incremento de 226 kBDPE, equivalente a un 3.43 %
de crecimiento interanual. Este auge del consumo de hidrocarburos
líquidos es el resultado de aplicación de
políticas públicas erradas en los sectores
petroleros y eléctricos. Este último sector
se ha visto en la necesidad de aumentar su consumo de
hidrocarburos líquidos (diesel y fuel oíl) por la
presencia de un déficit de gas (2500 MPCD) como
consecuencia de una baja en la producción de
petróleo.

Comentario especial merece el consumo de gasolinas, el
cual paso de 194 kBD en 1998 a 297 kBD en el 2012,
un incremento de 103 kBD, equivalente a un crecimiento interanual
del 3.09 %.

Resultados
Globales

La grafica muestra el resultado de la prospectiva
referente al consumo de energía en el mercado interno
venezolano, para ambos caso o escenarios bajo estudio.

En el caso base, la demanda total crece de 1220 kBDPE en
el año 2005 a 2220 kBDPE, equivalente a un crecimiento de
1000 kBDPE, es decir, un incremento de 1.73 %
interanual. En el caso 15%, el crecimiento es de 745 kBDPE,
equivalente a un crecimiento interanual de 1.37 %.

La participación de cada fuente energética
para el año 2005 es el siguiente: Hidrocarburos
líquidos con 38 %; Gas con 26 % e Hidroelectricidad con 36
%. Para el caso base y año 2040, la distribución
es: 30 % Hidrocarburos Líquidos; 40 % Gas; 25
% Hidroelectricidad y 5 % Renovables.

En lo referente al caso 15% y al año 2040, los
Hidrocarburos Líquidos participan con 29 %; Gas con 37 %;
Hidroelectricidad con 28 % y Renovables con 6 %.

Para ambos casos la participación del gas es
predominante, lo cual cumple con la premisa
establecida.

El análisis por cada fuente de suministro es como
sigue:

En el caso base, el gas natural pasa de 315 kBDPE en el
año 2005 a 890 kBDPE en el año 2040, es decir, un
crecimiento de 575 kBDPE, equivalente a un crecimiento inter
anual de 3.01 %. Para el caso 15% el crecimiento es de 2.46 %
inter anual, equivalente a un crecimiento neto de 422
kBDPE.

Los hidrocarburos líquidos, en el caso base,
pasan de 460 kBDPE en el año 2005 a 665 kBDPE
en el año 2040, un crecimiento de 205 kBDPE, equivalente a
un crecimiento del 1.06 % interanual. Para el caso 15%, el
crecimiento es de 103 kBDPE, asociado a un crecimiento interanual
del 1.058 %.

La hidroelectricidad para ambos casos pasa de 445 kBDPE
en el 2005 a 550 en el año 2040. Es decir, un aumento de
105 kBDPE, equivalente a un aumento de 1.061 %
interanual.

Las energías renovables (eólica, solar y
mini hidráulicas) hacen su aparición en el
año 2013 con 3 kBDPE. Alcanzan los 115 kBDPE en el 2040,
lo que implica un crecimiento de 112 kBDPE, equivalente al 14.46
% de crecimiento interanual.

Exceptuando las energías renovables, el gas
natural es quien presenta el mayor crecimiento en el periodo de
la prospectiva.

Resultados
Hidrocarburos Líquidos

La grafica muestra el resultado de la prospectiva
referente al consumo de hidrocarburos líquidos en el
mercado interno venezolano, para el periodo 2111 –
2040.

La diferencia entre el caso Base y el caso 15%, al final
del periodo es de unos 100 kBDPE, la cual está asociada
básicamente a la reducción del consumo de
combustible en el sector transporte (gasolinas, diesel). El
consumo total de líquidos en el caso Base se incrementa en
130 kBDPE, equivalente al 1.062 % de crecimiento interanual. Para
el caso 15% estos valores corresponden a 30 kBDPE, equivalente a
1.0016 % de crecimiento interanual, respectivamente.

Para el caso base, la gasolina pasa de 256 kBDPE en el
2005 a 370 kBDPE en el 2040, un aumento de 114
kBDPE, equivalente a un incremento interanual del
1.0093 %. Para el caso 15%, estos valores son de 25 kBDPE y
1.0027 %, respectivamente.

El diesel correspondiente al sector transporte, pasa de
50 kBDPE en el 2005 a 88 kBDPE en el 2040, un aumento de 38
kBDPE, es decir, 1.63 % de incremento interanual. Para el caso
15%, estos valores son 28 y 1.13 %, respectivamente.

El resto de los hidrocarburos líquidos, para el
caso Base y caso 15%, pasan de 229 kBDPE en el 2005 a 208 kBDPE,
una reducción neta de 21 kBDPE, producto de un aumento de
45 kBDPE en otros usos del diesel y un aumento de 19 kBDPE en
otros hidrocarburos líquidos, con una reducción de
45 kBDPE en el sector eléctrico y una reducción de
40 kBDPE en el GLP.

Resultados
Gas

La premisa:

"Se asume para todos los efectos que el gas natural es
el combustible base en la prospectiva. Es decir, su uso
tendrá prioridad ante cualquier otro combustible", se ve
reflejada en la grafica mostrada.

En el caso Base, el gas pasa de 1770 MPCD (290.1 kBDPE)
en el 2005 a 5430 MPCD (890.1 kBDPE) en el
año 2040. Es decir, un aumento de 3660 MPCD, equivalente a
un crecimiento interanual de 3.25 %. Para el caso 15%, estos
valores son de 2725 MPCD de aumento y 2.7 % de incremento
interanual, respectivamente. Los únicos dos sectores que
modifican su consumo en ambos casos de análisis son el
eléctrico y el GNV.

El sector eléctrico, mantiene su
supremacía de mayor consumidor en el caso Base. Su consumo
en el 2040 (1558 MPCD) se multiplica por 2.81 con respecto al
volumen del año 2005 que fue de 546 MPCD. Esto es un
incremento de 1012 MPCD, equivalente al 3.04 % de
crecimiento interanual. Para el caso 15%, el
incremento con respecto al consumo del año 2005 es
de 147 MPCD, correspondiéndole un crecimiento interanual
del 1.0068 %.

El sector petroquímico, incrementa su consumo en
432 MPCD, volumen similar al consumido por el conjunto de actual
de complejos petroquímicos. El consumo en el caso Base
pasa de 401 MPCD en el año 2005 a 833 MPCD en el 2040,
equivalente a un crecimiento interanual del 2.11 %.

El sector siderúrgico/aluminio pasa de 416 MPCD
en el 2005 a 926 MPCD en el 2040, es decir, un
incremento de 510 MPCD, equivalente a un 2.31 % de crecimiento
interanual. Este volumen incremental permitiría un aumento
de 34 mil toneladas diarias de acero (12.5 millones de toneladas
anuales)5.

El sector cemento pasa de 99 MPCD en el 2005 a 233 MPCD
en el 2040, un incremento neto de 134 MPCD, equivalente al 2.48 %
de crecimiento interanual. Tomando un índice6 de 4740 PC
por tonelada de cemento producida, tendríamos con el
incremento una producción diaria de 28270 toneladas (10.3
millones de toneladas anuales).

El sector manufacturero que engloba a medianas,
pequeñas y micro empresas, pasa de 201 MPCD en el
año 2005 a 574 MPCD en el 2040, es decir, un incremento de
373 MPCD, equivalente al 3.04 % de crecimiento
interanual.

El sector domestico/comercial pasa de 110 MPCD en el
año 2005 a 776 MPCD en el año 2040. Este incremento
de 666 MPCD está asociado al proyecto de
gasificación nacional. El incremento interanual es de 5.74
%, el mayor de todos los sectores analizados.

El sector GNV (transporte) pasa de menos de un
millón de pies cúbicos diarios de gas en el
año 2005 a 460 MPCD en el 2040. Para el caso 15%, el
volumen en el año 2040 es de 390
MPCD.

La grafica muestra el consumo de gas total, excluyendo
las necesidades de la FPO, conformado por lo demandado por el
mercado interno y lo requerido por la industria petrolera para
llevar a cabo sus operaciones.

Las necesidades de gas para refinación contemplan
la entrada de 3 refinerías al parque nacional que ya
están programadas: una de 50 kBD (2014); 70 kBD (2016); de
400 kBD (2020). El consumo de gas pasa de 305 MPCD en el 2005
a 522 MPCD en el 2040.

El gas correspondiente a otros usos (generación
de vapor, electricidad, transformado LGN, levantamiento
artificial, combustible plantas compresoras y arrojado a la
atmosfera) crece ligeramente hasta el año 2020 para luego
mantenerse constante en 2000 MPCD hasta el final del periodo.
Esto obedece a que a partir de ese año, la
producción de petróleo distinta a FPO se fija en
2.0 MBD.

El gas dedicado a la inyección con fines de
recuperación suplementaria es el de mayor uso dentro de la
Industria Petrolera. Este se incrementa en 1480 MPCD, con
respecto al consumo del 2005, motivado a las nuevas necesidades
de gas en el Oriente del país, especialmente
para la explotación de los yacimientos de gas de costa
afuera.

La grafica muestra el balance producción –
demanda de gas para el periodo 2011 –
2040.

La producción de gas (franja de color verde)
está conformada por el proveniente del gas asociado a la
producción de crudo más el gas de alta RGP (tipo
Anaco) y el gas no asociado tierra (400 MPCD).

La demanda total de gas para el caso Base (excluyendo
FPO), está representada por la primera línea
(morada) de abajo hacia arriba, la cual pasa de 8.6 GPCD en
el 2011 a 12.3 GPCD en el 2040.

Se observa que la demanda de gas no puede ser satisfecha
con la producción indicada anteriormente por lo que
habrá que recurrir a la "importación de gas" de
costa afuera. Para el año 2040, se requerirían 5.0
GPCD proveniente de estos yacimientos.

Las líneas por encima de la de "demanda sin FPO",
corresponden a las necesidades de gas (si se continua con el
método de explotación y mejoramiento hasta ahora
aplicados) de la FPO en función de la producción de
esta. Para un nivel de producción de FPO de 4 MBD, el
volumen de gas necesario es de 8 MPCD para un total de 20.3
TPC.

La grafica a continuación muestra el consumo de
las reservas probadas de gas para el volumen de consumo (se
excluye el gas de inyección) de gas pronosticado. En la
grafica aparecen 3 líneas horizontales que indican el
volumen de reservas de acuerdo a la siguiente
clasificación, y en función de las reservas totales
de gas que para el 2011 totalizaban 195 TPC:

La línea verde indica el volumen de reservas (57
TPC) que queda después de restarle a las reservas de gas
asociado (166 TPC): las correspondientes a inyección de
gas a los yacimientos (36.7 TPC) por su incertidumbre de
existencia o permanencia en los yacimientos que han sido objeto
de este tipo de mecanismo de producción de
petróleo, y las reservas de gas asociados a crudos
extrapesados (72.0 TPC) por su difícil producción y
por ende la disponibilidad.

La línea roja representa el volumen de reservas
que contempla al gas asociado (29 TPC) más el
volumen indicado anteriormente, para un total de 86
TPC.

La línea amarilla representa el total de reservas
probadas (195 TPC). El área entre la línea amarilla
y la roja, es el volumen del gas de inyección y el
asociado a crudos extrapesados para un total de 109
TPC.

El resto de las líneas en el grafico representan
el volumen de reservas acumulado consumidas para los distintos
caso de análisis. El mínimo de reservas consumidas
es de 73 TPC para el caso de los volúmenes utilizados por
el mercado interno y la Industria Petrolera, excluyendo FPO. El
máximo corresponde al escenario donde la FPO tiene una
producción de 4 MBD, para un total de 138 TPC. Es decir, a
ese nivel de producción, la FPO se consume 65 TPC de las
reservas.

En lo atinente a la producción de petróleo
para el periodo, es el mostrado en la figura a
continuación.

Resultados
Eléctricos

La generación eléctrica pasa, en el caso
base, de 104 TWH en el 2005 a 186 TWH en el 2040. Es decir, un
crecimiento neto de 82 TWH, equivalente a un crecimiento
interanual del 1.67 %. Estos valores para el Caso 15% son de 54
TWH y 1.2 %, respectivamente.

La generación de hidroelectricidad se incrementa
en 31 TWH en el periodo, equivalente crece 1.0097 %
interanual.

La termoelectricidad crece, en el caso Base, de 27 TWH
en el 2005 a 55 TWH en el 2040. Es decir, un
incremento neto de 28 TWH, equivalente a un crecimiento
interanual de 2.28 %. Estos valores para el caso 15 % no se
presentan ya que para el 2005 y el 2040, la generación
térmica tiene el mismo valor de 27 TWH.

La generación eléctrica a través de
energías renovables hace su aparición en el
año 2013 con 0.5 TWH, alcanzando los 22.6 TWH en el 2040,
es decir, un crecimiento interanual de 15.16 %.

La grafica muestra la capacidad operativa e instalada
necesaria para generar la electricidad demandada en el periodo
2011 – 2040.

La capacidad operativa hidroeléctrica crece de
16.5 MW a 20.5 MW. Mientras que la térmica va de 7.1 MW a
10.5 MW. La renovable alcanza los 4.3 MW en el año
2040.

La capacidad instalada es la que representa la holgura
para cubrir eventualidades y poder garantizar en todo momento la
capacidad operativa. En este estudio, la capacidad instalada es
un 30 % superior a la operativa.

Conclusiones

Analizados los resultados de la prospectiva podemos
indicar lo siguiente:

Luce que las reservas probadas, hoy, de gas presentan
ciertas características que muestran incertidumbre en
producirlas para satisfacer la demanda proyectada.

Se hace necesario jerarquizar los sectores a los cuales
va ser dirigida la producción de gas. Proyectos de
exportación de gas serian viables, desde el punto de vista
volumétrico, si se sacrifican volúmenes de gas al
mercado interno o a la Industria Petrolera.

Es imprescindible contar cuanto antes con
producción de volúmenes de gas costa afuera, de tal
manera que complemente la satisfacción de la demanda
interna

La explotación de la FPO requiere de altos
volúmenes de gas. Liberación de este requiere
redimensionar sus volúmenes de petróleo a producir,
así como la tecnología aplicada, hoy, en la
producción y mejoramiento del crudo FPO

Liberación de gas en el sector eléctrico
se puede lograr mediante la utilización de otros
energéticos como: crudo FPO, Orimulsión,
Carbón y Coque. 2000 MW con algunos o combinación
de estos energéticos liberan 330 MPC de gas

El crecimiento en la producción de
petróleo está altamente influenciado por los
volúmenes a producir en la FPO. Luce que la
producción ideal de la FPO estaría entre 1.0 MBD y
1.5 MBD.

Abreviaturas

B: Barriles

BTU: Unidad Térmica Británica
FPO: Faja Petrolífera del Orinoco GNV: Gas Natural
Vehicular

GLP: Gas Licuado del Petróleo GPCD:
Giga Pies Cúbicos Diarios kBD: Miles de Barriles
Diarios

kBDPE: mil Barriles de Petróleo
Equivalente

kWh: Kilo vatio hora

LGN: Líquidos del Gas
Natural

MBD: Millones de Barriles
Diarios

MBDPE: Millones de Barriles Diarios de
Petróleo Equivalente

MMBTU: Millón de BTU

MPC: Millones de Pies Cúbicos MPCD:
Millón de Pies Cúbicos Diarios PC: Pies
Cúbicos

PDVSA: Petróleos de Venezuela,
S.A.

RGP: Relación Gas –
Petróleo

TPC: Tera Pies Cúbicos TWH: Tera
Vatios Horas MW: Mega Vatios

Poderes
Caloríficos y Unidades de Energía

NOTAS:

1 Las graficas de la prospectiva las puede
bajar de: https://www.box.com/s/hgpg9nhhl7bvcaxiq8mx y los datos
y resultados en este link:
https://www.box.com/s/bc6nw98ynfgjkfknw7vw

2
http://gerenciayenergia.blogspot.com/2009/12/la-participacion-de-la-faja-petrolifera.html

3
http://www.slideshare.net/energia/gasificacion-nacional

4
https://www.box.com/s/gn4xt0ya264vl8qo1kye

5
http://www1.eere.energy.gov/manufacturing/resources/steel/pdfs/steel_energy_use.pdf

6
http://static.schneider-electric.us/docs/Automation%20Products/Energy_Efficiency_in_Cement_Industry–%208000BR1104.pdf

Autor:

Nelson Hernández

Abril 2013