El colapso energético de Venezuela le empuja a una carrera contrarreloj para sustituir diésel por gas

Depender de la energía hidroeléctrica en época de sequía no es buen augurio. La decisión de Venezuela de recurrir a grupos electrógenos con diésel para paliar la crisis eléctrica venezolana de 2009-2010 no ha resultado. Ahora trata de sustituirlos contrarreloj y volver a alimentar con gas la plantas termoeléctricas. Los apagones están a la orden del día.

Los estragos que los sucesivos episodios del fenómeno meteorológico de “El Niño” viene causando a lo largo y ancho del planeta también afectan a Venezuela que viene sufriendo desde hace tiempo los efectos de una sequía. Una situación que se convierte en problemática cuando su principal fuente de energía es de origen hidráulico,  el 64,05%, con 81,85 TWh. Tradicionalmente, en condiciones climatológicas más favorables, la central hidroeléctrica Guri ha llegado a abastecer de electricidad al 70% de la población del país.

La segunda fuente de energía del país,  las plantas termoeléctricas (45,95 TWh), sufren también las consecuencias de la política energética venezolana durante la última década protagonizada por la desinversión y la falta de mantenimiento. En su momento, el ex presidente Hugo Chávez intentó paliar la crisis eléctrica que ya afectó a Venezuela en los años 2009-2010 con el uso de grupos electrógenos conectados entre sí y alimentados por diésel. Sin embargo, se ha tratado de una solución que no ha logrado el objetivo que se proponía.

Cambio del mix energético 

A mediados de este mes de marzo, el Gobierno empieza a hacer públicos los primeros resultados de su proceso de conversión a gas natural de turbogeneradores. “Este proyecto que se desarrolla a nivel nacional en diferentes plantas de generación eléctrica, representa múltiples ventajas para Venezuela, ya que además de promover el uso de energía confiable, económica y en armonía con el ambiente, reduce la frecuencia de los mantenimientos preventivos, por su alta efectividad operacional“, decía en un comunicado.

El  proyecto que anunciaba en esta nota consistía en la conversión a gas natural de dos turbogeneradores (UTG) del Complejo Josefa Joaquina Sánchez Bastidas, en el sector Arrecifes, del estado Vargas. Estas unidades generaban 140 MW con el uso de diésel cuando con gas se espera que generaren 202 MW adicionales.

Los apagones se suceden

Los cortes de corriente se han convertido en cotidianos. De momento, se ha intentado solucionar el problema reduciendo el consumo con la suspensión temporal de la actividad laboral del sector público los miércoles y jueves. Una medida que durará al menos dos semanas y que se suma a la media jornada y los viernes libres de los funcionarios tomadas con anterioridad, según recoge el diario venezolano El Nacional.

También se ha anunciado la incorporación de 68 megavatios adicionales con el proyecto reubicación de un tramo de gas metano para suministrar al menos 18 millones de pies cúbicos diarios a la Planta Termoeléctrica III “Barquisimeto”, en el estado Lara. Según una nota del Gobierno el proyecto está avanzado en un  70 por ciento.

El desacierto del diésel

Según los expertos consultados en su día por EnergyNews, que ya adelantó esta situación el pasado mes de marzo, los grupos electrógenos solo son útiles para regular la carga en regiones aisladas, por lo que no tiene sentido que se utilicen como centrales generadoras en un sistema eléctrico interconectado como el venezolano. Además, muchos de estos equipos fueron adquiridos de segunda mano y ya han llegado al vencimiento de su vida útil.

Pero no sólo eso, según fuentes conocedoras del proceso, a los pocos meses de su instalación, estas unidades de generación distribuida comenzaron a presentar problemas ya que requerían continuos mantenimientos porque sus filtros se saturaban con los residuos del combustible –diésel– utilizado para ponerlas a funcionar.

En su momento, la iniciativa de Chávez de recurrir a grupo electrógenos -parte del convenio de cooperación de los gobiernos de Venezuela y Cuba- ya fue cuestionado dado que el precio del kilovatio instalado (1.500 dólares) resultaba elevado en comparación con lo que podría suponer el mismo kilovatio producido en una planta grande, moderna y de ciclo combinado (de 900 a 1.000 dólares).