Modernización Hidro + Gas Asociado
Plan Génesis · Volumen II — Pilar 1 + Pilar 2 del nuevo SEN
Modernización profunda del eje Bajo Caroní y construcción de 8 GW de ciclo combinado alimentado por el gas asociado venezolano hoy quemado en flaring. Anchor vendors hardcoded: Siemens Energy (clase H/HL) y GE Vernova (clase 9HA / 7HA / aeroderivativos LM6000).
Fecha de compilación: 10 de mayo de 2026.
Cada cifra material lleva URL fuente. Las cifras sin fuente directa se marcan[APROXIMACIÓN BASADA EN.]
LXXXVI.1 PILAR 1 — MODERNIZACIÓN DEL EJE BAJO CARONÍ
LXXXVI.1.1 Tesis del pilar
El Bajo Caroní (Guri + Macagua + Caruachi + Tocoma) representa ~17,500 MW nominales que hoy entregan apenas ~11,300 MW efectivos (Capítulo LXXXV). La modernización profunda de este eje es la inversión más capital-eficiente del Plan Génesis eléctrico, con un costo por MW recuperado de USD 300 mil a USD 800 mil —entre tres y cinco veces más eficiente que la construcción de nueva capacidad greenfield. El Plan Génesis adopta como operador objetivo del Bajo Caroní un consorcio internacional de Hydro-Québec + Voith Hydro + GE Renewable Energy Hydro Solutions —este último resulta de la adquisición Alstom Hydro 2015 por GE, integrando así uno de los dos vendors ancla (GE Vernova) también en el frente hidroeléctrico.
LXXXVI.1.2 Subprograma Bajo Caroní
| Subproyecto | Capacidad objetivo | Inversión USD | Plazo COD |
|---|---|---|---|
| Modernización Guri — recuperar 14→20 turbinas, repotenciar generadores, electrónica de control, sistema de protección 765 kV, reforestación derecho de vía Guri↔Malena | 7,000 → 10,000 MW (Δ +3,000 MW) | 2,000–2,500 millones | M0–M48 |
| Finalización Tocoma — completar 10 × 216 MW Francis, sistema embalse, conexión a la red 765 kV existente | 0 → 2,160 MW (Δ +2,160 MW) | 1,800–2,500 millones | M0–M60 |
| Modernización Caruachi — repuestos OEM, electrónica de control, sistema SCADA integrado con Guri | 1,900 → 2,196 MW (Δ +296 MW) | 300–500 millones | M0–M30 |
| Modernización Macagua I+II+III — recuperación turbinas Francis Macagua I, repuestos Macagua II, modernización electrónica | 2,200 → 3,100 MW (Δ +900 MW) | 500–800 millones | M0–M36 |
| Subtotal Bajo Caroní | ~17,500 MW totales (Δ +6,356 MW vs. baseline) | 4,600–6,300 millones | M0–M60 |
[APROXIMACIÓN BASADA EN CAF USD 380M generación + CAF USD 600M Tocoma 2007 actualizado + Maibort Petit EUR 1,000M+ estabilización del parque].
LXXXVI.1.3 Consorcio operador objetivo Bajo Caroní
El operador propuesto del eje Bajo Caroní es un consorcio internacional con tres componentes complementarios:
- Hydro-Québec — operador hidroeléctrico estatal de referencia mundial, opera 60 centrales y 16.7 GW (Manicouagan, La Grande). Aporta know-how operacional integrado y experiencia de mercado en mantenimiento de turbinas Francis y Kaplan envejecidas.
- Voith Hydro — vendor especialista global en repotenciación turbinas Francis. Track record en centrales tipo Bajo Caroní (Itaipu, Three Gorges, Robert-Bourassa).
- GE Renewable Energy / GE Vernova Hydro Solutions — resultante de la adquisición Alstom Hydro 2015. Provee continuidad de soporte OEM para gran parte del parque de turbinas Bajo Caroní (algunos generadores Guri son origen Brown Boveri-ASEA-Alstom-GE). Adicionalmente, alinea con la estrategia anchor del Plan Génesis: GE Vernova como uno de los dos vendors estructurales del eléctrico nacional.
Modalidad contractual propuesta: concesión 25 años con estructura 30% Estado / 49% consorcio internacional / 21% oferta pública doble listado BVC + NYSE, conforme al esquema del Capítulo XI.
LXXXVI.1.4 Uribante-Caparo y plantas hidro menores
Adicionalmente al Bajo Caroní, el Plan Génesis presupuesta la finalización del Complejo Uribante-Caparo (etapa 2 La Colorada nunca construida + repotenciación La Vueltosa + Borde Seco) por USD 2.0–3.0 mil millones con plazo M12–M84, llevando el complejo de 540 MW efectivos hoy a sus 1,551 MW nominales de diseño. La operación recae sobre el mismo consorcio Hydro-Québec / Voith / GE Vernova bajo cláusula de extensión geográfica de concesión.
El Complejo José Antonio Páez (Barinas) y otras plantas hidro menores entran como anexos de la concesión Bajo Caroní por USD 200–400 millones agregados, con plazo M12–M48.
LXXXVI.1.5 Subtotal Pilar 1
| Componente | Capacidad recuperada | Inversión USD |
|---|---|---|
| Bajo Caroní (Guri + Macagua + Caruachi + Tocoma) | +6,356 MW | 4,600–6,300 millones |
| Uribante-Caparo | +1,011 MW | 2,000–3,000 millones |
| J.A. Páez + plantas hidro menores | +200 MW | 200–400 millones |
| TOTAL Pilar 1 — Modernización hidro | +7,567 MW | 6,800–9,700 millones |
LXXXVI.2 PILAR 2 — MONETIZACIÓN DEL GAS ASOCIADO QUEMADO VÍA CCGT SIEMENS + GE VERNOVA
LXXXVI.2.1 El recurso desbloqueable — 8.3 BCM/año = 20–25 GW potenciales
Venezuela es el quinto país del mundo en gas flaring, según el Global Gas Flaring Tracker Report del Banco Mundial (julio 2025, cubriendo año calendario 2024):
| Métrica | Valor | Fuente |
|---|---|---|
| Volumen flaring Venezuela 2024 | 8.3 BCM (mil millones de m³) | Global Witness |
| Posición mundial | 5° lugar (después de Rusia, Irán, Iraq, EE.UU.) | GFMR Tracker Report 2025 |
| Producción gas total 2024 | 3,895 MMcf/d | Energy Analytics Institute |
| % flared | 46% de la producción total | EAI |
| % adicional venteado | 8% | EAI |
| Sitios entre los Top 10 mundiales individuales | Santa Bárbara + Field 18 (ambos PDVSA, Faja del Orinoco) | Global Witness |
Aplicando el factor termodinámico autoritativo IEA (1 BCM ≈ 38.2 PJ ≈ 10.5 millones MWh al 100% eficiencia) y la eficiencia real de CCGT clase H moderno (62–64%):
| Parámetro | Valor |
|---|---|
| Energía térmica bruta del flaring | 8.3 × 38.2 = 317 PJ/año |
| Eficiencia CCGT clase H (Siemens HL, GE 9HA) | 62–64% |
| Energía eléctrica neta teórica | ~196 TWh/año al 62% |
| Capacidad continua equivalente (factor 90%) | ~24,800 MW |
| Capacidad continua (factor 70% realista) | ~31,900 MW |
Conclusión operativa: capturando 100% del flaring actual Venezuela puede sostener 20–25 GW continuos de generación CCGT —más del doble de la demanda eléctrica pico nacional. Capturar el 40% del flaring (3.3 BCM) alimenta ~8 GW de CCGT, suficiente para sustituir completamente la generación termoeléctrica colapsada del Capítulo LXXXV.
Fuentes: Hebrew Energy — 1 BCM gas conversion ; unitjuggler BCM → TWh ; IEA Global Methane Tracker 2024.
LXXXVI.2.2 Distribución geográfica del flaring venezolano
La estructura del flaring permite tres clústeres geográficos de captura, cada uno con su propio plan CCGT específico:
| Clúster | Ubicación | Recursos | Sitio CCGT propuesto |
|---|---|---|---|
| Clúster 1 — Faja del Orinoco | Junín, Carabobo, Boyacá, Ayacucho | Gas asociado a crudo extra-pesado (4–10 °API, GOR ≤300 scf/bbl); incluye Santa Bárbara y Field 18, top-10 mundiales | Sitio 1 — Anzoátegui (Faja) |
| Clúster 2 — Lago de Maracaibo | Zulia onshore + lacustre | Gas asociado de campos maduros pre-2002 | Sitio 2 — Maracaibo (Zulia) |
| Clúster 3 — Oriente | Monagas + Anzoátegui norte | Producción asociada al norte de la Faja; complejo Anaco–Jose | Sitio 3 — Oriente (Monagas) |
Fuentes: EIA Venezuela Country Analysis ; Orinoco Belt — Wikipedia ; OGJ — Anaco-Jose pipeline.
LXXXVI.2.3 Especificación tecnológica — anchor vendors hardcoded
El Plan Génesis adopta una arquitectura tecnológica explícitamente diversificada entre los dos anchor vendors estructurales del eléctrico venezolano: Siemens Energy y GE Vernova. La distribución por sitio responde a (a) ramp-up del proveedor según orden book global, (b) reducción de riesgo vendor único, (c) optimización de mantenimiento por geografía operativa.
LXXXVI.2.3.1 Plataforma GE Vernova 9HA.02
| Atributo | Valor | Fuente |
|---|---|---|
| Salida 1×1 ciclo combinado (50 Hz) | 838 MW | GE Vernova 9HA |
| Eficiencia ciclo combinado | >64% | GE Vernova |
| Ramp rate | 88 MW/min | GE Vernova |
| Manufacturing | Additive manufacturing en componentes críticos hot section | GE Vernova |
| Referencia operativa | Edra Melaka (Malasia, 2.2 GW); Yueyang (China) | POWER Magazine Melaka |
LXXXVI.2.3.2 Plataforma Siemens SGT5-9000HL (HL-class)
| Atributo | Valor | Fuente |
|---|---|---|
| Salida 1×1 ciclo combinado (single shaft) | 593 MW | Siemens HL datasheet PDF |
| Eficiencia ciclo combinado | >63% | Siemens Energy |
| Flota acumulada H-class | >1 millón horas operativas | Siemens H-class 1M hours |
LXXXVI.2.3.3 Plataforma Siemens SGT5-8000H
| Atributo | Valor | Fuente |
|---|---|---|
| Salida ciclo combinado | 675 MW | Siemens SGT5-8000H |
| Eficiencia | >62% | Siemens Energy |
| Flota global | 116+ unidades vendidas | Siemens Energy |
LXXXVI.2.3.4 Plataforma GE Vernova 7HA.03
GE Vernova 7HA.03 (~430 MW por unidad, eficiencia ciclo combinado >63%) cubre la frecuencia 60 Hz; relevante si segmentos del nuevo Sitio Oriente operan en isla 60 Hz para integración con generación distribuida industrial Anzoátegui-Monagas.
LXXXVI.2.3.5 Aeroderivativos GE LM6000 — peakers regionales
| Atributo | Valor |
|---|---|
| Salida nominal | ~50 MW por unidad |
| Cold start | 8 minutos |
| Función | Respuesta rápida, balance de renovables (Capítulo LXXXVIII), spinning reserve |
| Despliegue Plan Génesis | 6 unidades × 50 MW = 300 MW distribuidos regionalmente |
LXXXVI.2.3.6 Plataforma steam bottoming Siemens SST5-5000
La turbina de vapor Siemens SST5-5000 (alcance hasta ~500 MW) opera el bottoming cycle de los sitios principales 1+2, formando el "combined cycle" del CCGT y elevando la eficiencia agregada del bloque al rango 62–64%.
LXXXVI.2.3.7 Backup Mitsubishi M701JAC
Mitsubishi Power M701JAC (~680 MW ciclo combinado, eficiencia >64%, TIT 1,650 °C con refrigeración por aire) se mantiene como alternativa BACKUP para sustituir slots Siemens o GE Vernova en caso de cuellos de botella de delivery por el orden book global. Mitsubishi tiene 5,300 MW operativos en Tailandia (Gulf/Mitsui JV) que confirman maduración comercial. La política del Plan Génesis es mantener Siemens + GE Vernova como anchors hardcoded del 100% de las turbinas grandes nuevas, con Mitsubishi como ventana de mitigación de riesgo de delivery.
Fuentes: Mitsubishi M701JAC ; MHI 100 unidades vendidas 2024.
LXXXVI.2.4 Plan de despliegue CCGT — 8 GW en 3 sitios + peakers
LXXXVI.2.4.1 Sitio 1 — Faja del Orinoco (Anzoátegui)
| Atributo | Valor |
|---|---|
| Localización | Bloques Junín–Carabobo, Faja del Orinoco, Anzoátegui |
| Tecnología anchor | 4 × GE Vernova 9HA.02 @ 838 MW = 3,352 MW |
| Steam bottoming | Siemens SST5-5000 (en bloque CC integrado con GE) |
| Eficiencia ciclo combinado | >64% |
| Fuente de combustible | Gas asociado capturado de Junín-Carabobo (Santa Bárbara + Field 18) |
| Capex bloque GTG + STG + BOP | USD 5.0–7.0 mil millones |
| Cronograma COD | M0 → M36 unidad 1; M48–M60 unidades 2–4 |
| EPC consortium objetivo | GE Vernova + Bechtel |
| Generación anual esperada (factor 80%) | ~23.5 TWh/año |
LXXXVI.2.4.2 Sitio 2 — Maracaibo (Zulia)
| Atributo | Valor |
|---|---|
| Localización | Cercanía Lago Maracaibo, Zulia (subestación El Tablazo) |
| Tecnología anchor | 4 × Siemens SGT5-9000HL (HL-class) @ 593 MW = 2,372 MW |
| Steam bottoming | Siemens SST5-5000 (configuración nativa Siemens single-shaft) |
| Eficiencia ciclo combinado | >63% |
| Fuente de combustible | Gas asociado capturado del Lago de Maracaibo + onshore Zulia |
| Capex bloque GTG + STG + BOP | USD 4.0–5.0 mil millones |
| Cronograma COD | M0 → M36 unidad 1; M48–M60 unidades 2–4 |
| EPC consortium objetivo | Siemens Energy + Bechtel |
| Generación anual esperada (factor 80%) | ~16.6 TWh/año |
LXXXVI.2.4.3 Sitio 3 — Oriente (Monagas)
Configuración mix Siemens + GE Vernova:
| Atributo | Valor |
|---|---|
| Localización | Monagas (corredor Anaco–Jose) |
| Tecnología anchor | 2 × Siemens SGT5-8000H @ 450 MW + 2 × GE Vernova 7HA.03 @ 430 MW |
| Capacidad total bloque | ~1,760 MW |
| Steam bottoming | Bottoming steam cycle por bloque |
| Fuente de combustible | Gas asociado del norte de la Faja + Anaco–Jose |
| Capex bloque GTG + STG + BOP | USD 3.5–4.5 mil millones |
| Cronograma COD | M0 → M42 |
| EPC consortium objetivo | Mix Siemens Energy + GE Vernova + Kiewit |
| Generación anual esperada (factor 80%) | ~12.3 TWh/año |
LXXXVI.2.4.4 Peakers regionales — GE LM6000
| Atributo | Valor |
|---|---|
| Tecnología | 6 × GE Vernova LM6000 aeroderivativos @ 50 MW = 300 MW |
| Función | Respuesta rápida (8 min cold start), balance renovables Cap. LXXXVIII, spinning reserve |
| Distribución | 2 unidades Caracas/Vargas, 2 unidades Lara/Falcón, 1 unidad Mérida-Táchira, 1 unidad Anzoátegui |
| Capex | USD 350–500 millones |
| Cronograma COD | M0 → M24 (rápido) |
| EPC | GE Vernova directo + EPC local |
LXXXVI.2.4.5 Subtotal Pilar 2 — generación CCGT + peakers
| Componente | Capacidad | Inversión USD |
|---|---|---|
| Sitio 1 Faja (4 × 9HA.02 GE) | 3,352 MW | 5,000–7,000 millones |
| Sitio 2 Maracaibo (4 × HL Siemens) | 2,372 MW | 4,000–5,000 millones |
| Sitio 3 Oriente (mix Siemens + GE) | 1,760 MW | 3,500–4,500 millones |
| Peakers LM6000 | 300 MW | 350–500 millones |
| Total Pilar 2 — generación | ~7,784 MW | 12,850–17,000 millones |
LXXXVI.2.5 Infraestructura de captura y transporte de gas
El despliegue de 8 GW CCGT alimentados por gas asociado capturado requiere una red de captura, endulzamiento, compresión y gasoductos paralelos a la infraestructura petrolera existente:
| Componente | Función | Capex USD |
|---|---|---|
| Compresión + endulzamiento Faja del Orinoco (remoción CO₂, H₂S, condensados) | Captura ~3 BCM/año Junín-Carabobo | 1.5–2.5 mil millones |
| Compresión + endulzamiento Lago de Maracaibo | Captura ~2 BCM/año | 1.0–1.5 mil millones |
| Compresión Oriente + integración Anaco-Jose | Captura ~1.5 BCM/año | 0.8–1.2 mil millones |
| Pipeline troncal Faja → costa Anzoátegui (300 km, diámetro 36") | Transporte gas a Sitio 1 + opcional export | 2.0–2.5 mil millones |
| Pipeline Zulia interno + cruce Lago refuerzo | Transporte gas a Sitio 2 | 0.5–0.8 mil millones |
| Total infraestructura gas | Captura ~6.5 BCM/año | 5.8–8.5 mil millones |
[APROXIMACIÓN BASADA EN benchmark expansión Anaco-Jose USD 120M para 600→800 MMcf/d, escalado a 4–5× la capacidad agregada del Plan Génesis]. Fuente: OGJ — Anaco-Jose pipeline.
LXXXVI.2.6 Capex agregado del Pilar 2
| Componente | Capex USD |
|---|---|
| Generación CCGT (3 sitios) + peakers LM6000 | 12,850–17,000 millones |
| Infraestructura gas (captura + endulzamiento + gasoductos) | 5,800–8,500 millones |
| Repotenciación greenfield Planta Centro (sustituye 5 × 400 MW originales por bloque CCGT moderno ~1,500 MW efectivos) | 1,500–2,000 millones |
| TOTAL Pilar 2 | 20,150–27,500 millones |
LXXXVI.3 RECUPERACIÓN DEL PARQUE TERMOELÉCTRICO LEGACY
Adicionalmente a la nueva capacidad CCGT, el Plan Génesis incluye recuperación selectiva del parque termoeléctrico legacy del Capítulo LXXXV, priorizando aquellas plantas cuya tecnología es recuperable con repuestos OEM Siemens / GE Vernova / Mitsubishi (heritage equipment):
| Planta | Capacidad recuperada | Inversión USD | Estrategia |
|---|---|---|---|
| Tacoa (3 × 460 MW) | 1,200 MW | 800–1,200 millones | Recuperación con repuestos OEM legacy + control modernizado Siemens SPPA-T3000 |
| Termozulia I–V | 1,200 MW | 700–1,000 millones | Cierre ciclo combinado fases IV–V + repuestos OEM |
| Termocentro / El Sitio | 600 MW | 400–600 millones | Recuperación gradual unidades ES-01 a ES-06 |
| Don Luis Zambrano | 350 MW | 300–450 millones | Completar ciclo combinado vapor (170 MW pendientes) |
| Josefa Camejo | 400 MW | 200–300 millones | Mantenimiento mayor + módulos de combustión Siemens |
| Pedro Camejo (Los Guayos) | 280 MW | 150–250 millones | Recuperación turbinas existentes |
| Termobarrancas I+II | 280 MW | 150–250 millones | Reactivación + mantenimiento mayor |
| Argimiro Gabaldón | 100 MW | 100–200 millones | Re-comisionamiento integral |
| Subtotal recuperación legacy | +4,410 MW | 2,800–4,250 millones |
Termocarabobo I + II (1,452 MW nominales, ambas inoperativas) entra en programa especial de auditoría técnica + renegociación deuda china (Capítulos VI–VII) antes de comprometer Capex; presupuesto preliminar reservado pero no contabilizado en este Pilar.
LXXXVI.4 MARCO REGULATORIO HABILITANTE
El despliegue del Pilar 2 requiere reforma de cuatro instrumentos legales clave:
LXXXVI.4.1 Reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos (LOHG 1999)
La LOHG vigente (Decreto 310, Gaceta 36,793 del 23-sep-1999) ya no reserva el gas al Estado y permite inversión privada nacional/extranjera, pero conserva precios regulados al consumidor final —eliminando la señal de precio que incentiva la captura del gas asociado. La reforma Génesis II en gas establece:
- Tarifa libre del gas en boca de pozo — precio spot doméstico convergente con Henry Hub + costo de transporte (~$3–4/MMBtu de referencia).
- Mercado mayorista doméstico del gas —que permita contratos bilaterales largo plazo entre productores y operadores eléctricos CCGT, prerrequisito de bancabilidad para los project finance Sitios 1–3.
- Cláusula de captura obligatoria del gas asociado —meta progresiva alineada con el compromiso Zero Routine Flaring by 2030 del Banco Mundial (Venezuela aún no firma; el Plan Génesis lo establece como compromiso Y1).
- Multas escalonadas por flaring excesivo — USD 0.50/Mcf año 1 → USD 3.00/Mcf año 5, con revenue destinado al Fondo de Transición Energética (regulación tipo Norge: Norway con tasa USD 5–60/ton CO₂ es la mejor referencia internacional).
Fuente: LOHG 1999 — PDVSA PDF.
LXXXVI.4.2 Reforma de la Ley Orgánica del Sistema y Servicio Eléctrico (LOSSE 2010)
La LOSSE 2010 centralizó todo el sector en Corpoelec, suprimiendo competencia y mercado mayorista. El Plan Génesis (Capítulo XI) prevé el desmantelamiento del monopolio Corpoelec y la separación en GenVenez (generación) + TransVenez (transmisión) + DistVenez (distribución regional). En el contexto del Pilar 2, lo crítico es habilitar:
- Mercado mayorista eléctrico independiente con dispatch competitivo merit order.
- PPA a 20 años en USD para nuevas IPP CCGT —prerrequisito de bancabilidad de los project finance del Pilar 2 (modelo Brasil/Chile/Colombia).
- Operador del sistema independiente (TSO) técnicamente separado de los generadores.
Fuente: LOSSE 2010 — Corpoelec PDF.
LXXXVI.4.3 Adhesión a Zero Routine Flaring by 2030 del Banco Mundial
Compromiso público formal del Gobierno de Transición y reglamentación nacional con cronograma específico para los clústeres Faja + Maracaibo + Oriente.
LXXXVI.4.4 Certificación de créditos de carbono Verra VCS / Gold Standard
Habilitación del marco doméstico de certificación para los créditos generados por el programa de captura del gas asociado (sección LXXXVI.6 abajo).
LXXXVI.5 CARBON CREDITS — REVENUE SECUNDARIO DEL PROGRAMA
Cada BCM de metano capturado y combustionado (en lugar de venteado o flared con eficiencia <100%) genera créditos de carbono comercializables:
| Concepto | Valor |
|---|---|
| CO₂ directo evitado por BCM (factor estequiométrico CH₄ → CO₂) | ~1.9 Mt CO₂ |
| CH₄ fugitivo no quemado (8% de eficiencia flare imperfecta, IEA) | 0.06 BCM CH₄ × GWP100=28 → ~1.0–1.2 Mt CO₂eq |
| GWP20=82-87 (horizonte corto) | sube a ~3–3.5 Mt CO₂eq |
| Total evitado por BCM capturado | ~2.0–3.5 Mt CO₂eq |
Aplicado a 6 BCM/año capturados por el Plan Génesis (factor de captura 72% del flaring de baseline):
| Volumen | Precio | Revenue anual |
|---|---|---|
| 6 BCM × 2.5 Mt CO₂eq/BCM | $5/t CO₂eq (precio voluntario 2024) | $75 millones/año |
| (igual) | $15/t (escalada esperada) | $225 millones/año |
| Acumulado 10 años con escalada gradual a $20/t | $1.5–2.5 mil millones acumulados |
Mercados disponibles: Verra VCS (~70–80% de los créditos voluntarios emitidos a 2024) con metodologías específicas de methane abatement; Gold Standard (premium price). Precio voluntario 2024: $4–6/tCO₂eq promedio; rango $0.25–$27/t.
El revenue por créditos de carbono paga por sí solo la red de compresores y endulzamiento del Pilar 2 dentro de la primera década, convirtiendo el programa en self-financing parcial.
Fuentes: IEA Global Methane Tracker 2024 ; Verra ; Carbon Credits Today.
LXXXVI.6 EPC CONSORCIA OBJETIVO Y MODALIDAD CONTRACTUAL
LXXXVI.6.1 EPC para sitios CCGT del Pilar 2
| Sitio | EPC consortium objetivo | Modalidad |
|---|---|---|
| Sitio 1 Faja (GE 9HA.02) | GE Vernova + Bechtel | EPC turnkey precio fijo + liquidated damages + performance bond |
| Sitio 2 Maracaibo (Siemens HL) | Siemens Energy + Bechtel | EPC turnkey precio fijo + LD + bond |
| Sitio 3 Oriente (mix) | Siemens Energy + GE Vernova + Kiewit | EPC mixto con gerencia integrada Kiewit |
| Peakers LM6000 | GE Vernova directo + EPC local Y&V Ingeniería | EPC delivery + 5 años O&M GE |
| Backup contractual | Mitsubishi Power + Kiewit | reserva activable si delivery Siemens/GE retrasa >6 meses |
LXXXVI.6.2 Modalidad financiera
| Tramo | Origen | % | Instrumento |
|---|---|---|---|
| Tramo 1 — Equity sponsor | Inversores institucionales infraestructura | 25–30% | Acciones project SPV |
| Tramo 2 — Senior debt multilateral | World Bank IFC / IDB Invest / EBRD / CAF | 30–35% | Deuda 18 años A loan + B loan |
| Tramo 3 — ECA-backed | EXIM Bank EE.UU. (GE Vernova) + Euler Hermes (Siemens) | 20–25% | Deuda 12–15 años con cobertura riesgo país |
| Tramo 4 — Bonos verdes | Apollo Clean Energy + KKR Infra + EIG Global | 15–20% | Bonos USD 144A / Reg S |
PPA por 20 años en USD con cláusula take-or-pay, indexación parcial a Henry Hub + multiplicador de mantenimiento por horas equivalentes operativas.
LXXXVI.7 CRONOGRAMA INTEGRADO PILARES 1 + 2
| Año | Hito |
|---|---|
| Y0–Y1 | Reformas LOHG + LOSSE aprobadas; auctions Sitio 1+2+3; concesión Bajo Caroní adjudicada; firma EPC GE Vernova + Bechtel y Siemens Energy + Bechtel |
| Y1 | Inicio construcción Tocoma (finalización); inicio construcción CCGT Sitio 1 (Faja); peakers LM6000 unidades 1–2 COD |
| Y2 | Modernización Guri turbinas 15–16 COD; inicio Sitio 2 (Maracaibo); inicio Sitio 3 (Oriente); peakers LM6000 unidades 3–4 COD |
| Y3 | Modernización Guri turbinas 17–18 COD; modernización Caruachi completa; recuperación Tacoa unidad 1 COD; peakers LM6000 unidades 5–6 COD; primeras compresoras Faja operativas |
| Y4 | Modernización Guri turbinas 19–20 COD; Sitio 1 GE 9HA.02 unidad 1 COD (838 MW); Sitio 2 Siemens HL unidad 1 COD (593 MW); Tocoma unidades 1–3 COD; cierre CC Termozulia |
| Y5 | Sitio 1 unidades 2–3 COD; Sitio 2 unidades 2–3 COD; Sitio 3 Siemens 8000H + GE 7HA unidades iniciales COD; Tocoma unidades 4–6 COD; recuperación Tacoa unidades 2–3 |
| Y6 | Sitio 1 unidad 4 COD (3,352 MW totales); Sitio 2 unidad 4 COD (2,372 MW totales); Tocoma unidades 7–10 completas (2,160 MW) |
| Y7 | Sitio 3 unidades finales COD (1,760 MW totales); finalización Uribante-Caparo La Colorada y repotenciación La Vueltosa |
| Y8 | Repotenciación Planta Centro greenfield COD (1,500 MW efectivos); auditoría técnica Termocarabobo I+II decide reactivación o desmantelamiento; revisión integral pilar |
LXXXVI.8 IMPACTO AGREGADO PILARES 1 + 2 — Y8
| Métrica | Pilar 1 — Hidro | Pilar 2 — CCGT + recuperación termo | Total Y8 |
|---|---|---|---|
| Capacidad neta nueva / recuperada | +7,567 MW | +12,194 MW (CCGT nuevo + legacy recuperado) | +19,761 MW |
| Capex agregado (USD MM) | 6,800–9,700 | 22,950–31,750 | 29,750–41,450 |
| Generación anual incremental | ~30 TWh/año | ~52 TWh/año | ~82 TWh/año |
| Emisiones CO₂ evitadas (vs. baseline 2024) | n/d (baseline hidro 0) | ~28 Mt CO₂eq/año (captura flaring) | ~28 Mt/año |
| Empleos directos pico construcción | ~3,000 | ~5,000 | ~8,000 |
| Empleos directos O&M post-COD Y8 | ~1,000 | ~1,500 | ~2,500 |
| Empleos indirectos / inducidos | ~6,000 | ~10,000 | ~16,000 |
| Carbon credits revenue Y8 | n/d | ~$150 millones/año | ~$150 MM/año |
LXXXVI.9 SÍNTESIS DEL CAPÍTULO Y PUENTE AL CAPÍTULO LXXXVII
Los Pilares 1 y 2 del nuevo SEN resuelven en ocho años el problema de capacidad agregada que el Capítulo LXXXV diagnosticó: el SEN pasa de 12.5–14 GW efectivos a ~33 GW disponibles (12.5 baseline + 19.7 nuevos/recuperados), suficiente para cubrir con margen de reserva 30%+ una demanda Y8 proyectada de 20–22 GW pico. La estructura tecnológica del pilar es deliberadamente diversificada entre los dos anchor vendors estructurales del eléctrico nacional —Siemens Energy y GE Vernova—, con Mitsubishi Power como ventana BACKUP activable únicamente en caso de cuellos de botella de delivery, y consorcio Hydro-Québec + Voith + GE Renewable Energy en el frente hidroeléctrico.
El Pilar 3 del Plan Génesis eléctrico —programa nuclear SMR— resuelve el problema diferente que los Pilares 1+2 no abordan: la diversificación de la base load eléctrica fuera del eje hidro-gas ante shocks climáticos prolongados (sequías plurianuales que reducen producción de Guri), choque geopolítico del precio del gas LNG global, o transición hacia el horizonte 2040+ donde el flaring debe converger a cero por compromiso climático. El Capítulo LXXXVII detalla el programa nuclear venezolano con GE Vernova BWRX-300 como anchor único (Siemens no participa en nuclear desde la venta de Areva NP a Framatome en 2017).