Venezuela. plan electrico (2013 2019)

PDSEN 2013-2019
Plan de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional
República Bolivariana de Venezuela
Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica
Despacho del Viceministerio del Servicio Eléctrico
Dirección General del Sistema Eléctrico

Jesse Chacón Escamillo
Ministro del Poder Popular para la Energía Eléctrica y Presidente de Corpoelec
Franco Javier Silva Ávila
Viceministro de Servicio Eléctrico
Dalila Hernández Medina
Viceministra para Nuevas Fuentes y Uso Racional de la Energía Eléctrica
Henry José Fernández Salas
Viceministro de Finanzas, Inversiones y Alianzas Estratégicas
Freddy Claret Brito Maestre
Viceministro para el Desarrollo del Sector y la Industria Eléctrica
Tcnel. Víctor Mora Moreno
Director General (E) del Despacho
Julián Manuel Eljuri
Director General (E) de la Oficina de Planificación, Presupuesto y Organización
Hilda López García
Directora General de la Oficina de Gestión Administrativa
Francisco Vicente Garrido Gómez
Director General de la Oficina de Recursos Humanos
Erick Orlando Mora Urrea
Director General de la Oficina de Sistemas y Tecnología de la Información
Pablo Eduardo Romero
Director General de la Oficina Estratégica de Seguimiento y Evaluación de Políticas Públicas
Niovis Alicia Naranjo González
Directora General (E) de Auditoría Interna
Gerardo Alexis Moncada
Director General de Consultoría Jurídica
DIRECTORIO
MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA ENERGÍA ELÉCTRICA
DIRECTORES GENERALES
COORDINACIONES DEL DESPACHO
ASOELEC
Azucena María Jaspe García
Directora General de la Oficina de Atención al Ciudadano
GB (Ej) Elías Antonio Moreno Martínez
Director General (E) de la Oficina de Seguridad Integral
Igor Gavidia
Director General del centro Nacional de Despacho
María Dolores Peña Araque
Directora General de Asuntos Internacionales
Nelly María Matamoros Carrasquel
Directora General (E) del Sistema Eléctrico
Ricardo Manuel Antonio Luy Sanabria
Director General (E) de Estudios Eléctricos
Francisco Javier Marchena Cardozo
Director General (E) Normalización del Sistema Eléctrico
Tania Elizabeth Masea Linares
Directora General (E) de Gestión de Uso de la Energía
Lourdes Mariela Sánchez Jaeger
Directora General de Participación Popular
Antonio David Clemente Tovar
Director General (E) de Fiscalización del Servicio Eléctrico
Eduardo Medina
Coordinador de la Sala de Situación
Mayra Alejandra Velásquez
Coordinadora de la Sala Situacional
Mayerling Medina
Presidenta de la Asociación Civil de Trabajadores
del Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica

ENTES ADSCRITOS AL MPPEE
GERENTES GENERALES DE LA CORPORACIÓN ELÉCTRICA NACIONAL
(CORPOELEC)
OFICINA DE COMUNICACIÓN Y RELACIONES INSTITUCIONALES
Corporación Eléctrica Nacional Corpoelec
Alberto Joanes Urdaneta
Fundación para el Desarrollo del Servicio Eléctrico Fundelec
Efren Martín
Corporación Industrial para la Energía Eléctrica, S.A. (CIEE)
Vanessa Naldy Carlson Castillo
Directora General (E) de la Fundación Instituto para el Desarrollo Energético “Luis Zambrano”
Carlos Sánchez
Gerente General de Generación
Luis Meléndez
Gerente General de Transmisión
Sharaid Contreras
Gerente General de Distribución y Comercialización
Nieves Betzaida Valdez Mederico
Directora General de la Oficina de Comunicación y Relaciones Institucionales
Nelly Lorenzo
Directora Adjunta
Nataly Castillo
Coordinadora de Comunicación e Información
Arnaldo Tavío Yabrudy
Coordinador Editorial
Correctores
Argenis Girón
Gertrudis Sarache
Zenaida Hernández
Fotógrafos
Felipe Bello
Eliécer Quijada
Diseño y Diagramación
Hans Padrón, Daniel Zapata,
Nicolas Gutiérrez, Juan José Ospedales
Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica
Área Postal: 1010
Municipio Libertador, Distrito Capital
República Bolivariana de Venezuela
www.mppee.gob.ve
prensa@mppee.gob.ve
Twitter: @mppee
Depósito Legal:
lf75220143331944

INDICE
Prólogo
1. INTRODUCCIÓN
2. ORIENTACIÓN ESTRATÉGICA
3. PARTICIPACIÓN Y PODER POPULAR EN LOS PROCESOS DEL PDSEN (2013 – 2019)
4. SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL AÑO 2013
5.FORTALECIMIENTOYDESARROLLODELSISTEMAYSERVICIOELÉCTRICONACIONAL2013-2019
5.1. Demanda y uso racional y eficiente de la energía
5.2. GENERACIÓN Y NUEVAS FUENTES DE ENERGÍA
5.3. TRANSMISIÓN
5.4. DISTRIBUCIÓN
5.5 Gestión del Sistema Eléctrico Nacional
5.6. ELECTRIFICACIÓN DE ZONAS RURALES NO SERVIDAS
5.7. COMERCIALIZACIÓN DEL SERVICIO ELÉCTRICO A LOS USUARIOS
5.8. DESARROLLO INDUSTRIAL DEL SECTOR ELÉCTRICO NACIONAL
5.9 ASPECTOS TECNOLOGICOS CLAVES
6. SOSTENIBILIDAD AMBIENTAL
7. TALENTO HUMANO
8. SEGURIDAD INTEGRAL
9. INVERSIÓN DEL PORTAFOLIO, PERÍODO 2013-2019
10. ASUNTOS INTERNACIONALES
11. SUSTENTABILIDAD FINACIERA DE LOS ENTES DEL MPPEE
12. VIABILIDAD DEL PDSEN 2013-2019
Equipo de trabajo que participó en la elaboración de esta publicación
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Plan de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2013-2019
Prólogo
El Plan de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional, PDSEN, 2013 – 2019, surge como resultado de un
amplio diagnóstico que identificó las fortalezas y debilidades de este sector, por demás, estratégico
para la nación.
Ese primer esbozo, nos permitió una visión integral en la planificación a corto, mediano y largo plazo,
de un desarrollo sostenible que garantice a la población un suministro de electricidad continuo,
regular y eficiente, pero en armonía con el ambiente sin tener que comprometer el futuro de nuestros
hijos.
De tal manera, que estudiamos cada una de las áreas operativas, sus procesos, expectativas y
proyectos, con el objeto de concebir un PDSEN 2013–2019 que abarcara todos los procesos
medularesdelSistemaEléctricoNacional,SENysuentorno,conunaorientaciónestratégica-temporal,
perfectamente viable en cualquiera de sus aristas.
Este Plan prevé el fortalecimiento y desarrollo del sistema y servicio eléctrico nacional para los
próximos 7 años en grandes proyectos de generación, transmisión, distribución, electrificación de
zonas rurales no servidas, comercialización del servicio eléctrico, desarrollo industrial del sector
eléctrico nacional, aspectos tecnológicos clave, sostenibilidad ambiental, talento humano, seguridad
integral, inversión del portafolio, entre otras. Pero lo más importante, es que concibe al Poder Popular
como eje central de la gestión.
Estamos empeñados en generar un cambio en el modelo de gestión de Corpoelec, cuyo plan de
acción se alinea con el mandato de mi Comandante Hugo Chávez y nuestro pueblo de “eficiencia
o nada”. Es un ejemplo de la gestión pública socialista, basada en las tres “e” de eficacia, eficiencia
y economía. Eficacia en alcanzar las metas planificadas, Eficiencia para lograr estas metas con los
menores recursos posibles y Economía al usar racionalmente estos recursos.
A estas tres“e”hay que añadir una“P”mayúscula de Participación. Para superar este reto necesitamos
el concurso de todos y todas. Del Gobierno, en primer lugar y así lo estamos demostrando, liderando
ésta y otras iniciativas; también del Poder Popular, de nuestro pueblo organizado, del sector privado y
delosmediosdecomunicación,muchosdeloscualesyaestántrabajandoconnosotrosenestatarea.
La Revolución Bolivariana es liderazgo colectivo. Uno de los objetivos de la gerencia pública
en Revolución es reinventar la gestión en las instituciones con la finalidad de producir un mejor
desempeño, exigiéndose, a su vez, mayor transparencia y responsabilidad.
Ese es nuestro objetivo.Tenemos que ser un modelo a seguir. El sector eléctrico tiene que convertirse
en un ejemplo de ese modelo de gestión pública socialista eficiente, que agrupa a los mejores
trabajadores y trabajadoras, brinda la mejor calidad de servicio, cuenta con tecnología de punta,
responde con eficiencia en el quehacer diario y respeta al medio ambiente.
Si logramos que cada uno de nosotros se comprometa y haga ésto, el éxito está garantizado. Cada
quien estaría haciendo lo suyo en la construcción de la Patria. Ese es el rumbo.
Ministro del Poder Popular para la Energía Eléctrica

Plan de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2013-2019
PLAN DE DESARROLLO DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL 2013-2019
Este documento sintetiza los aspectos estratégicos que se deben abordar en el desarrollo,
operaciónymantenimientodelSistemaEléctricoNacional(SEN)yelServicioEléctrico,yrepresenta
el punto de partida para la consolidación del sector, por lo que es necesario el esfuerzo de todos
para el logro de cada una de las metas propuestas y para que el Sector Eléctrico Venezolano sea
de calidad y eficiencia.
1. INTRODUCCIÓN
La presente propuesta de Plan de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PDSEN) 2013-2019, ha
sido formulada en un contexto sociopolítico nacional, caracterizado por hechos y orientaciones
de especial trascendencia para el futuro de la nación, con visión de independencia, transición al
socialismo, la construcción de un país potencia y la contribución a la preservación de la vida en el
planeta, según el segundo Plan de Desarrollo Económico y Social de la Nación 2013-2019.
La participación del pueblo en la formulación de este Plan de la Patria, constituye un paso de gran
importancia en el fortalecimiento y consolidación de la democracia participativa y protagónica,
consustancial a la transición al socialismo. Este hecho, sin precedente en Venezuela, inicia la
ruptura con la concepción de la Planificación como una actividad reservada, de manera exclusiva,
al dominio de los técnicos, de los especialistas y de la burocracia. Igualmente esta experiencia, con
su éxito, limitaciones y errores, marca una pauta no sólo metodológica sino también política y así
debe ser entendida y atendida, por los planificadores de oficio. El carácter estratégico del servicio
eléctrico, no sólo por su impacto en la sociedad, sino también por las dimensiones territoriales,
técnicas y financieras propias del sector, implica que el Estado asuma su planificación de forma
eficiente, a objeto de garantizar efectivamente la seguridad y la gobernabilidad de la nación.
Los retos planteados para el Sistema y Servicio del Sector Eléctrico en general, se desprenden del
mandato del pueblo venezolano de cumplir con los cinco (5) grandes objetivos históricos del Plan
de la Patria. Éstos objetivos se resumen en: Consolidación de la Independencia Nacional, a través
del fortalecimiento progresivo de la industria nacional conexa al sector eléctrico, que nos haga
menos dependientes de la producción de las grandes corporaciones transnacionales; continuar la
construcción del Socialismo Bolivariano del siglo XXI como alternativa al capitalismo salvaje con
la participación popular en los distintos ámbitos del sector eléctrico, a través de la implantación
del modelo de gestión pública socialista; consolidar la posición de nuestro país como Potencia
en lo social, lo económico y lo político dentro de la Gran Potencia Naciente de América Latina
y el Caribe, mediante el fortalecimiento de los intercambios energéticos con nuestros países
aliados; contribuir al desarrollo de una nueva geopolítica internacional con énfasis en un mundo
multicéntrico y pluripolar, a través de los convenios bilaterales y multilaterales que firme nuestro
país en el ámbito de la energía eléctrica y contribuir con la vida en el planeta y la salvación de la
especie humana, por medio de la incorporación progresiva de energías primarias renovables, no
contaminantes, para la producción de energía eléctrica.

Plan de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2013-2019Plan de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2013-2019
El desarrollo histórico del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), compartido entre el Estado y el sector
privado, asumiendo el primero el mayor volumen de responsabilidad, ha permitido que, de
acuerdo a lo planificado a mediados del siglo pasado a la fecha, se hayan cumplido los siguientes
objetivos estratégicos de desarrollo:
• Maximizar la explotación de los recursos hidroeléctricos disponibles a nivel nacional,
principalmente los del Bajo Caroní y el desarrollo hidroeléctrico de la región Andina.
• Desarrollar grandes centrales de generación termoeléctricas, en especial en la región norte-
costera del país, como Planta Centro, Josefa Joaquina Sánchez Bastidas (Tacoa) yTermozulia,
entre otras.
• Desarrollar una amplia red de transmisión que cubre una parte significativa del territorio
nacional.
• Prestar el servicio a la mayor parte de la población, fundamentalmente con redes de
distribución y en los últimos años con iniciativas innovadoras usando fuentes alternativas y
generación convencional distribuida.
Pese a estos avances significativos desde el punto de vista estructural, la política de privatización
emprendidaporlosgobiernosdurantelasdécadasdelos80y90,generóunaprofundadesinversión
en el sector eléctrico venezolano, afectando seriamente los ámbitos de la planificación, desarrollo,
operación y mantenimiento y, por ende, la calidad y la continuidad del servicio eléctrico con
incidencias hasta el día de hoy.
Sin embargo, en la última década se han realizado esfuerzos en el proceso de planificación del
SEN, que se han concretado en un grupo de planes, entre los cuales es pertinente resaltar:
• Plan de Desarrollo del Servicio Eléctrico Nacional (PDSEN) 2005-2024.
• Portafolio de Inversiones en los Sistemas de Distribución (PISDE) 2006-2012.
• Plan Maestro Socialista 2010-2030.
Propósitos del PDSEN 2013-2019
ElMinisteriodelPoderPopulardeEnergíaEléctrica(MPPEE),segúnlaatribucióndelaLeyOrgánica
del Sistema y Servicio Eléctrico (LOSSE), ha establecido como objetivo general del PDSEN 2013-
2019: Definir, mediante un proceso de Construcción Participativa, las adecuaciones y expansiones
que se requieran en el Sistema Eléctrico Nacional para asegurar su estabilidad y mejorar la
continuidad y calidad del servicio, en el período 2013 al 2019, considerando la tecnología soporte
para los procesos operativos medulares (Generación,Transmisión y Distribución).
Adicionalmente, se incorporan de forma novedosa, áreas de especial interés y relevancia en la
prospectiva del sector eléctrico, como lo son: Comercialización,Tecnología, Participación Popular,
Industrialización, sustentabilidad económica y financiera, además de seguridad y defensa del SEN.
En particular, el proceso de Construcción Participativa consiste no sólo en la incorporación de
los distintos actores relacionados con la planificación del SEN, sino en la sistematización de la
participación dinámica del Poder Popular, habilitado en la materia, para garantizar la utilidad y
oportunidad de sus aportes, potenciando el impacto de los mismos, dentro del resultado final
del PDSEN.
Finalmente,sedesarrollaunanálisisintegraldeviabilidadparaelPDSEN,basadoenlaconsolidación
de los distintos factores claves de los éxitos obtenidos de los diagnósticos, análisis y estrategias
establecidas, lo cual ratifica que el proceso de planificación debe sustentarse en la adopción de
decisionescoherentes,compatibleseintegradas,conducentesaunaacciónorganizada,ejecutada
de manera coordinada entre el gobierno y la comunidad, con la rectoría del MPPEE y sus entes
adscritos como ejecutores de políticas públicas.
Queda en evidencia que el futuro del servicio eléctrico nacional es altamente retador, dada su
situación actual y sus perspectivas, por lo que la adecuación y expansión del sistema eléctrico
debe ser resultado de un proceso continuo de planificación formal, donde este PDSEN, con un
horizonte de mediano plazo, pretende servir de punto de partida para el próximo abordaje de los
asuntos estructurales a largo plazo (20 años) del Sector Eléctrico Nacional en toda su amplitud, a
objeto de consolidar la adecuación de aquellos procesos orientados a suministrar a los usuarios
un servicio eléctrico de calidad, cumpliendo así con las premisas de la LOSSE en su artículo 4, de
acceso universal, con reserva y dominio del Estado y bajo la implantación eficiente de un modelo
de gestión pública socialista.
2. ORIENTACIÓN ESTRATÉGICA
El Sistema Eléctrico Nacional para garantizar el éxito en la tarea de suministrar energía requiere,
no solo de ingentes cantidades de recursos monetarios de forma oportuna, sino de una gran
capacidaddeplanificacióndelargoplazoycoordinaciónparaejecutarlasinversiones.Estoúltimo,
en virtud que con el estado actual de las tecnologías de producción del servicio eléctrico, existe
una brecha de tiempo importante, (en el mejor de los casos tres años), entre el momento en el
que se dispone de los recursos financieros y el momento en el que está disponible la energía que
va a producir esas nuevas inversiones. Es decir, aún cuando exista disponibilidad inmediata de
financiamiento para proyectos del sector en un momento determinado, convertir esos recursos
financieros en obras concretas conlleva un tiempo significativo.
Esencialmente, por esta razón, para garantizar a la población un suministro de electricidad
continuo,regularyeficienteesimperativocontarconprevisionesadecuadasdelosrequerimientos
de electricidad en el largo plazo. Dicho en otras palabras, es imprescindible anticiparse a los
requerimientos de la demanda, con suficiente tiempo para emprender y concretar la construcción
de la nueva infraestructura eléctrica necesaria para satisfacerla. Esto implica la necesidad de
elaborar pronósticos, tanto del consumo de energía como de la potencia máxima esperada.

En la gráfica 1 se muestra esquemáticamente la evolución del Sistema Eléctrico Nacional y las
estrategias de abordaje para el desarrollo del mismo:
Gráfica 1. Evolución del Sistema Eléctrico Nacional.
Fuente: Elaboración propia.
En esta gráfica se ilustra la evolución de la demanda de potencia eléctrica y la capacidad del
sistemaentérminosdelaoferta(capacidadinstaladadelageneración-transmisiónydistribución),
en la cual, en diversos períodos, la demanda ha estado por encima de la oferta, representando los
momentos de crisis y de inestabilidad de la prestación del servicio. Se identifican estos momentos
como el período 2009-2013, donde aún no se alcanzan los niveles de calidad, continuidad y
seguridad del SEN.
ConbasealaevolucióndelSEN,seidentificanlosmomentosdelaplanificaciónparacaracterizarlo
y definir los objetivos específicos para alcanzar en cada una de las etapas identificadas a corto,
mediano y largo plazo y lo que tipifica a cada una de ellos.
2.1 Período 2007-2012
En este período, el sector eléctrico venezolano atraviesa una situación de profundos cambios e
inestabilidadesdebidoalaconcurrenciadeunconjuntodecircunstanciascomplejas,entrelasque
destacan: el crecimiento acelerado de la demanda, la decisión estratégica del Estado venezolano
de nacionalizar algunas empresas privadas operadoras de servicio eléctrico, y la posterior fusión
de las catorce empresas eléctricas que operaban en el sector en una gran corporación, Corpoelec.
Otrofactorqueimpactódemanerasignificativaalsectoreléctricoenesteperíodofuelaocurrencia
delfenómenodelNiñodurantelosaños2009y2010. Lasfuertessequíasdeesosañossignificaron
una revisión de la matriz de generación eléctrica del país, y se decide acelerar las inversiones,
especialmente en el área de generación termoeléctrica, para fortalecer y diversificar la capacidad
de generación nacional.
Todos estos factores generan fuertes desequilibrios y debilidades a nivel organizacional y en la
operación y prestación del servicio.
2.2 Período 2013 – estabilización institucional y operacional
Ante la situación descrita, por decreto presidencial, publicado en la Gaceta Oficial número 40.153,
la Presidencia de la República decide la intervención de Corpoelec y se aprueba la designación de
una junta interventora, encabezada por el ministro de Energía Eléctrica y presidente del Estado
Mayor Eléctrico, Jesse Chacón.
En esta etapa se plantea el trabajo conjunto entre el MPPEE y Corpoelec como el ente que define
las Políticas y el que las ejecuta, respectivamente, en la implantación de una gestión socialista y el
inicio de un debate abierto con los trabajadores para conocer las fallas existentes en Corpoelec,
como estatal que congrega a catorce empresas y sus culturas, con el fin de culminar este proceso
con una nueva estructura, tanto para el ministerio como para Corpoelec. Para ello se estructura un
plan de gestión a corto plazo.
P Plan a corto plazo:
El Plan a corto plazo persigue garantizar un buen servicio a la población y debe frenar el deterioro
del servicio que se brinda actualmente. En este sentido se plantean las siguientes líneas de acción:
• Lograr la estabilización del Sistema Eléctrico Nacional. Para ello es necesario minimizar las
fallasmedianteelcontroldelademandadeenergíaeléctrica,elcumplimientoy optimización
del mantenimiento, así como la culminación de las obras en ejecución.
• Comprometer a los grandes usuarios en el control de la demanda bajo el principio de
corresponsabilidad, de acuerdo con la normativa legal vigente.
• Afianzar y propiciar las relaciones con las empresas nacionales públicas y privadas que
desarrollen materiales, maquinarias y equipos para el sector eléctrico, a fin de constituir
alianzas estratégicas para el fortalecimiento del SEN.
• Realizar la evaluación y optimización de la estructura institucional que soporta al Sistema
Eléctrico Nacional.
Evolución del SEN
Adecuación/Consolidación
Años 2007-2012 Año 2013 Año 2015 Año 2019
DemandaOferta
Mediano
Plazo
Seguridad
Confiabilidad
Calidad
Una adecuada expansión del SEN permitirá
satisfacer -en la oportunidad y capacidad
requeridas- la demanda eléctrica asociada
con los Planes de Desarrollo Nacional y el
crecimiento de la población
EnelmomentodelaConsolidación,sedebe
adecuar,ampliar yexpandirlainfraestructura
pararescatarlacalidaddelservicioeléctricoy
atenderelcrecimientodelademanda
EnelmomentodelaEstabilizaciónse
debenrealizarunconjuntodeacciones
yculminarobrasestratégicasque
disminuyanelriesgoalcolapso
Con una infraestructura eléctrica
convenientemente expandida y una
gestión óptima se pudiera garantizar
un servicio eléctrico seguro, confiable
y de calidad
Corto Plazo
Seguridad Calidad
Estabilización Expansión/Desarrollo

Esta estrategia de muy corto plazo, se enfoca en la reducción de la demanda de energía eléctrica
y el incremento de la capacidad del SEN, con la participación de los trabajadores y trabajadoras,
las Mesas Técnicas de Energía, los usuarios y demás organizaciones del Poder Popular, instancias
de gobierno estadales y municipales, la unión cívico-militar, las empresas de propiedad social y
empresarios privados nacionales.
El Plan a corto plazo se estructuró en base a cuatro (4) Objetivos Estratégicos a saber:
1. Reducción de la demanda de energía eléctrica nacional en 1.000 Mw.
2. Incremento de la capacidad de generación en al menos 1.000 Mw.
3. Disminución de las interrupciones del servicio por fallas e incremento de la capacidad
operacional.
4. Cambio del modelo de gestión y operación en el sector eléctrico nacional.
El logro progresivo del Objetivo Estratégico 1 se obtendrá mediante el cumplimiento de las metas
asociadas a los Objetivos Específicos siguientes:
• Campaña Comunicacional
• Supervisión Energética
• Sustitución de Bombillos
• Sustitución de Equipos Ineficientes
• Formación y Divulgación
• Incremento de la Facturación y Recaudación
Estos objetivos específicos permitirán alcanzar progresivamente la participación activa y
protagónica de la población en la construcción de una nueva cultura energética con hábitos y
costumbres asociados al uso racional y eficiente de la energía eléctrica, a través de la implantación
de programas educativos y el desarrollo de una política comunicacional incluyente, focalizada en
las necesidades de cada sector de la población, generando corresponsabilidad en los derechos
y deberes de los usuarios y trabajadores, así como, mecanismos de acompañamiento, asesoría y
supervisión por parte del sector eléctrico.
Igualmente, permitirán la incorporación progresiva de tecnologías más eficientes en el uso
final de la energía, a través de programas de sustitución de equipos y procesos y del diseño de
incentivos que favorezcan su acceso y la aplicación permanente de los mismos, el cumplimiento
de las resoluciones de Ahorro Energético vigentes en nuestra legislación, así como con uno de
los tres principios rectores de nuestra LOSSE, garantizando el acceso universal del servicio a los
venezolanos.
EllogroprogresivodelObjetivoEstratégico2,paraelincrementodelacapacidaddegeneracióndel
Sistema Eléctrico Nacional, se alcanzará con la concurrencia de la aplicación sostenida de acciones
en el Mantenimiento de los sistemas de generación y la culminación de obras gestionadas por
Corpoelec y PDVSA, tanto para las tecnologías convencionales térmicas, hidroeléctricas y grupos
electrógenos como las nuevas tecnologías de fuentes alternativas.
Para alcanzar el Objetivo Estratégico 3, se ha previsto el cumplimiento sostenido y óptimo de los
programas de mantenimiento preventivo y correctivo, planes de adecuación y ampliación de los
sistemas de transmisión y distribución, así como en el aumento de las capacidades de procura y
logística de materiales, equipos y maquinarias. Los Objetivos Específicos para el logro de la mejora
de la calidad del servicio y desempeño operacional de Corpoelec son:
En Mantenimiento deTransmisión:
• Plan de Mantenimiento de corredores de líneas de transmisión (Pica y Poda)
• Aumento de capacidad en subestaciones
• Compensación Reactiva
• Sistema de Protecciones (adecuación y sustitución)
• Rehabilitación deTorres
• Plan especial Sistema 765 kV
En Mantenimiento de Distribución:
• Plan de Pica y Poda
• Plan Mantenimiento y Ampliación de Redes
• Plan Aumento de Capacidad en S/E
• PlanTransformadores de Distribución Fallados
En el incremento de capacidades operacionales:
• Establecer mecanismos expeditos para el suministro de Transformadores de Distribución y
demás componentes que requiere el sistema eléctrico a través de las empresas nacionales
• Aprobar el convenio Interinstitucional para el suministro de bombillos ahorradores de energía
entre Corpoelec yVIETVEN, filial de PDVSA Industrial.

Adicionalmente se deberán definir las acciones estratégicas para:
• Organización de logística, que atienda y organice la transportación, izaje, almacenes, etc.
• Organizaciónindustrialydemantenimiento,quecentrelaactividadyelvínculoycontratación
con la industria nacional existente para las inversiones y mantenimientos necesarios.
• Organización de capacitación, para la formación del personal de nuevo ingreso, desarrollo
del personal existente, así como el vínculo y utilización de las universidades del país.
• Organización de seguimiento y control, de todas las nuevas tareas y de las que ya existen en
Corpoelec.
Para el logro del Objetivo Estratégico 4, se plantea la transformación de las instituciones del Sector
Eléctrico para adaptarlas al modelo de gestión socialista premisa de la LOSSE, que garantice el
fortalecimientodelascapacidadesdelSEN,haciendoasusinstitucionessustentablesysostenibles
económica y financieramente, apoyando la industria y el desarrollo nacional. Para el logro de este
Objetivo se plantean las siguientes actividades:
• Conformación de Empresa de Desarrollo Industrial
• Conformación de Empresa de Prestación de Servicios
PMisión EléctricaVenezuela septiembre – diciembre 2013
Los logros del plan a corto plazo en las diferentes áreas operativas de Generación, Transmisión y
Distribución a escala nacional, dieron paso para fijar las estrategias para la máxima eficiencia del
Sistema Eléctrico Nacional (SEN). En ese sentido, se formuló la MISIÓN ELÉCTRICA VENEZUELA,
como Política Pública del MPPEE para todos sus entes adscritos, con metas de muy corto plazo de
septiembre a diciembre de 2013 y de corto plazo para el período 2014-2015.
Cabe destacar, que la Misión Eléctrica Venezuela se formula en la coyuntura de elecciones
nacionales durante las cuales, fueron atacadas las instalaciones del Sistema Eléctrico Nacional
para descalificar la gestión del Gobierno Nacional. En este sentido, la seguridad del SEN pasa a ser
un elemento fundamental en la seguridad de la Nación.
En este sentido, se crea la MISIÓN ELÉCTRICA VENEZUELA como una “Política pública para la
defensa y la transformación del servicio eléctrico, con la participación del Poder Popular y la FANB
para el desarrollo del modelo de gestión socialista que garantice una sólida transición hacia una
nueva cultura en el uso racional y eficiente de la energía eléctrica para la consolidación de la patria
y la restitución del poder al pueblo”
La Misión Eléctrica Venezuela tiene como gran objetivo estratégico el defender y transformar el
servicio eléctrico para el BuenVivir del Pueblo.
El despliegue estratégico de la Misión Eléctrica Venezuela se realiza mediante la formulación de
cinco objetivos estratégicos, a saber
• Garantizarunservicioeléctricodecalidadatodasytodoslosvenezolanos,aplicandocriterios
de eficiencia, continuidad, confiabilidad, respeto al ambiente, seguridad y sustentabilidad
financiera, siguiendo las líneas estratégicas definidas en el Plan de la Patria.
• Impulsar el desarrollo soberano del sector eléctrico en la búsqueda de su independencia
tecnológica, favoreciendo la articulación con el Ministerio del Poder Popular para la Ciencia,
Tecnología e Innovación, el Ministerio del Poder Popular para la Educación Universitaria, y
con el sector productivo nacional, para el desarrollo industrial y para la producción de bienes
y servicios para el sector eléctrico.
• Apoyar la consolidación y ejecución de los proyectos asociados a las misiones sociales
con énfasis en la Gran Misión Vivienda Venezuela, garantizándoles el suministro eléctrico.
Apalancar el desarrollo de los proyectos estructurantes y socio-productivos previstos en el
Plan de la Patria 2013-2019.
• Alcanzar la sustentabilidad económica y financiera del operador y prestador del servicio,
basada en un criterio de equilibrio en operaciones.
• Generarcambiosprogresivosysostenidos,enlosprocesosdelaempresa, conlaparticipación
activa de trabajadores (as) y usuarios (as) en la planificación y la gestión, que permitan el
tránsito de Corpoelec a una empresa socialista
El despliegue de los objetivos estratégicos de la Misión Eléctrica Venezuela se operacionaliza
mediante la formulación de siete vértices, a saber:
1. Defensa y Seguridad
2. Fortalecimiento del Sector Eléctrico
3. Modelo de Gestión Pública Socialista para el Sector Eléctrico
4. Gestión de la Demanda y Uso Racional y Eficiente de la Energía
5. Uso de las Energías Renovables
6. SoberaníaTecnológica del Sector Eléctrico
7. Sustentabilidad Económica y Financiera del Prestador de Servicio

2.3 Orientación estratégica período 2013 – 2019
La orientación estratégica del Plan de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2013-2019
(PDSEN), está basada en los lineamientos establecidos en el Plan de la Patria, Proyecto Nacional
Simón Bolívar, Segundo Plan de Desarrollo Económico y Social de la Nación, 2013-2019, siguiendo
la siguiente alineación estratégica que se muestra en la gráfica 2.
Gráfica 2. Alineación estratégica del PDSEN 2013 -2019.
Asimismo, el PDSEN 2013-2019, responde a las Políticas y Programas del Sector Energía Eléctrica
contenido en el Plan de la Patria 2013-2019, a saber:
El PDSEN 2013-2019 tiene como objetivo dictar las Políticas, y estrategias que el Ministerio del
PoderPopularparalaEnergíaEléctricaysusentesadscritosdeberánconvertirenplanesprogramas
y proyectos que permitan Satisfacer los requerimientos de demanda de electricidad enVenezuela
para el corto, mediano y largo plazo, mediante el desarrollo de infraestructura eléctrica con
criterios de eficiencia, calidad, continuidad, confiabilidad, respeto al medio ambiente, seguridad y
sustentabilidad financiera, siguiendo las líneas estratégicas del Proyecto Nacional Simón Bolívar y
el Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica.
PLAN DE LA PATRIA ASOCIADO AL SECTOR ELÉCTRICO
Políticas y Programas
Políticas Programas
20. Impulsar el fortalecimiento y ampliación de la
generación eléctrica, de los sistemas de despacho,
transmisión, distribución y comercialización.
21. Impulsar planes de mantenimiento preventivo y
predictivo para el SEN y fortalecimiento tecnológico
22. Impulsar un cambio en la matriz de fuentes de
generación de electricidad favoreciendo el uso
de energías limpias
23. Intensificar el uso racional y eficiente de energía
eléctrica (UREE)y la inclusión progresiva de las
comunidades
24. Impulsar el desarrollo soberano del sector eléctrico
1. Uso de coque, gas y carbón y líquidos para la
generación térmica
2. Estructura permanente de monitoreo, a través de centros de
operaciones y sala situacional interinstitucional
3. Adecuar y expandir la red eléctrica de transmisión 765 kV
4. Adecuar y expandir la red eléctrica de transmisión 400kV,
230kV y 115kV
5. Adecuar y expandir los sistemas de distribución, de comercial,
de medición, de control del consumo de la demanda y energía y
formalización de usuarios
6. Desarrollo del potencial hidroeléctrico en el Caroní y
suroccidente del país
1. Programa de todo riesgo industrial con énfasis en el
mantenimiento preventivo y predictivo en el SEN
2. Desarrollo de soluciones tecnológicas
1. Expansión de parques eólicos, sistemas fotovoltaicos, centrales
mini hidroeléctricas y centrales de biomasa en el país
2. Sistemas con fuentes alternas de energía en Comunidades
Aisladas Indígenas y Fronterizas
1. Programa nacional de eficiencia energética
1. Programa de desarrollo e industrialización del sector eléctrico

En el siguiente cuadro se resumen las grandes etapas y estrategias de abordaje del PDSEN
2013-2033.
El PDSEN 2013-2019, como instrumento de gestión pública de carácter nacional, tiene gran
importancia estratégica debido a los impactos socio económicos que derivarán de su efectiva
implantación y tiene gran significado en la transición que actualmente se está impulsando en
Venezuela. En consecuencia, para la formulación e implantación del Plan se requiere definir el
Marco Estratégico que contemple el rumbo del PDSEN, de conformidad con los lineamientos del
Ejecutivo Nacional. La consideración del Marco Estratégico en la elaboración del Plan debe facilitar
que todos los actores participen debidamente alineados, comprendan la naturaleza estratégica
del Plan y estén íntegramente orientados a los resultados, al esfuerzo coordinado y al trabajo
colaborativo.
El Plan propone el desarrollo armónico del SEN mediante estrategias a implantar en el corto
y mediano plazo, relacionadas con la prestación del servicio eléctrico en las distintas regiones
del país. Es importante destacar, que en el proceso de planificación del SEN es imprescindible
considerar la evolución que el sistema ha tenido en los últimos años y analizar las experiencias
operativasencondicionesnormalesydeemergencia,afindeincorporaraprendizajes,tendencias,
requerimientos y condiciones actuales de la infraestructura eléctrica, en la formulación de
estrategias, programas y proyectos que deben implantarse para satisfacer las necesidades
futuras de abastecimiento de electricidad, orientadas estratégicamente en una temporalidad
a largo plazo.
El Marco Estratégico del PDSEN puede expresarse en seis (6) dimensiones:
Dimensión 1: Direccionamiento estratégico
En la formulación y en la estrategia de implantación del PDSEN se contempla:
•Vinculación del PDSEN con laTransición al Socialismo.
• Alineación del PDSEN con el Plan de la Patria.
• Los Lineamientos del Ejecutivo Nacional sobre el Servicio Eléctrico.
• El involucramiento de la Alta Dirección.
• La Participación Popular.
Dimensión 2: Modelo de formulación e implantación estratégica
• Modelo de Planificación basado en Participación Popular.
• Horizonte y Temporalidad para el desarrollo de las Estrategias y Proyectos contentivos
en el PDSEN.
• Los actores claves que participan en el Proceso de Planificación.
• El mecanismo de evaluación del Plan.
Dimensión 3: Posicionamiento estratégico
• Población con mejor calidad de vida.
• Proyectos de Desarrollo con garantía de suministro eléctrico.
• Poder Popular consolidado en la planificación del sistema.
• Cadena de Suministro Eléctrico altamente eficiente.
Dimensión 4:Trayectoria estratégica
Las Estrategias formuladas en el PDSEN tienen:
• Propósito de Resolución de problemas.
• Propósito deTransformación.
• Orientación interna, hacia el sector.
• Orientación externa, hacia el entorno.
Dimensión 5: Modelo de desarrollo del SEN
Basado en un conjunto de pilares fundamentales para su desarrollo integral:
• Nueva cultura de los usuarios al fortalecer el uso racional y eficiente de la energía, así como
la gestión de la demanda.
Plan de Desarrollo del SEN
SatisfacerlosrequerimientosdedemandadeelectricidaddeVenezuelaparaelperíodo2013-2033,
medianteeldesarrollodeinfraestructuraeléctricaconcriteriosde eficiencia,calidad,continuidad,
confiabilidad,respetoalmedioambiente,seguridadysustentabilidadfinancierasiguiendolaslín
easestratégicasdefinidasporelProyectoNacionalSimónBolívaryelMPPEE.
Corto plazo: 2011-2012
Garantizar la seguridad
del SEN
• Disminuir riesgo al colapso
• Evitar racionamientos
Largo plazo 2014-2033Mediano plazo 2013-2019
Mejorar el sistema
eléctrico
Consolidar el sistema
eléctrico
• Satisfacer la demanda y garantizar calidad
y continuidad del servicio eléctrico y el uso
racional y eficiente de la energía eléctrica
• Desarrollar el uso de fuentes de energía
alternas renovables
• Contribuir al desarrollo del país con la
dotación del servicio eléctrico en zonas no
electrificadas
• Incentivar el intercambio energético con
países fronterizos
• Satisfacer la demanda electricidad y
consolidar el UREE
• Contribuir al desarrollo del país con la
dotación de servicios básicos en nuevas
zonas a desarrollar
• Incrementar el uso de fuentes de energía
alternas renovables
• Incentivar el intercambio energético con
países fronterizos

• Desarrollo de las industrias conexas al sector eléctrico e impulso a la investigación aplicada
al sistema eléctrico.
• Integración eficaz de los procesos medulares del SEN, a través del uso de la tecnología.
• Optimización del bienestar social de los trabajadores y mejora de su ambiente laboral.
• Sustentabilidad Financiera de los entes del MPPEE.
• Desarrollo sostenible con énfasis en la Sostenibilidad Ambiental.
• Seguridad y Defensa del SEN para así garantizar continuidad y calidad del servicio eléctrico a
la población venezolana.
Enestesentido,elPlandeDesarrollodelSistemaEléctricoNacionaltienecomovérticefundamental
el cambio cultural hacia el Uso Racional y Eficiente de la Energía y una nueva manera de gestionar
la demanda que privilegie el desarrollo socio-productivo y el bienestar de los venezolanos que
podemos visualizar en el siguiente diagrama.
La incorporación del Poder Popular al proceso de planificación del PDSEN, permite aportar a los
participantes el conocimiento necesario sobre el desarrollo y operación del SEN, el entendimiento
de aspectos claves de la prestación del servicio eléctrico, la evolución de las tecnologías aplicadas
y el proceso de planificación estratégica. En consecuencia, se fomenta el compromiso de la
comunidad en la formulación e implantación del PDSEN, hecho que se expresa en el incremento
cuantitativoycualitativodelaparticipación,mejorando,cadavezmás,lasistematización,agilidad,
eficiencia y eficacia, en la elaboración y actualización del plan.
Dimensión 6: Seguimiento Estratégico
Para la implantación efectiva del PDSEN debe garantizarse:
• Comunicación generalizada de las estrategias.
• Medición sistemática de la Gestión.
• Rendición de Cuentas (permanente).
• Mecanismos de Realimentación y Aprendizaje.
• Fomento de una Cultura de la Eficiencia.
3. PARTICIPACIÓNY PODER POPULAR EN LOS PROCESOS DEL PDSEN (2013 – 2019)
La Participación Popular ha sido una expresión que ha acompañado a la Revolución Bolivariana en
su búsqueda de conformar un sistema de inclusión social, económica y política, que sustituya a la
economíayalrégimenpolíticodelademocraciacapitalista.Alolargodeltiempo,laexpresiónseha
ido nutriendo de contenidos que van desde la incorporación del planteamiento de la democracia
participativa y protagónica en la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela, hasta
conceptos e iniciativas más específicas tales como Consejos Comunales, Poder Popular, Consejos
deTrabajadores; hasta llegar hoy a las Comunas y al Sistema Nacional de Comunas como parte del
proceso del Estado Comunal y como vía específica venezolana para ir al Socialismo.
En el Plan de la Patria, el Presidente Chávez, en el Objetivo Histórico N° 2, define la estrategia
para la construcción del Socialismo en la visión bolivariana: “La radicalización de la democracia
protagónicayparticipativaalpuntodehacerirreversibleeltránsitoalSocialismo”.Enotraspalabras,
lo que el líder de la Revolución Bolivariana plantea es que la vía para avanzar al Socialismo en
Venezuela, es la de profundizar la democracia popular, en todos los aspectos de la vida social. En lo
político, esta profundización apunta hacia el Estado Comunal, en base a lo establecido en la CRBV
y aldesarrollo del Sistema Nacional de Comunas. De allí su frase emblemática en el libro Golpe de
Timón “Comuna o nada”. En lo económico, la profundización implica la construcción de una red
de empresas de propiedad social, gestionada democráticamente desde lo comunal y desde los
colectivos de los trabajadores, sin vulnerar el principio de propiedad social, hasta configurar una
verdadera economía socialista, desarmando la estructura monopólica y oligárquica existente. En
lo cultural-ideológico,“desarrollando una cultura del trabajo que se oponga al rentismo petrolero”.
En definitiva, teniendo en cuenta las consideraciones anteriores, el PDSEN 2013-2019, se ha
formuladoconvencidosqueelsistemaeconómico,social,políticoeideológico-culturalvenezolano
experimenta contradicciones entre el poder constituido y toda su institucionalidad y el poder
constituyente en la lucha por su existencia y desarrollo. Esas contradicciones, en la medida en
que se den entre factores nacionales patrióticos, en oposición a los poderosos intereses políticos,
militares, económicos del imperialismo y sus aliados, pueden desarrollarse de manera pacífica y
hasta cierto punto concertada. Hacia ese rumbo ha jugado y juega la Revolución Bolivariana.

En una visión realista de la viabilidad y de las contradicciones de la Revolución Bolivariana, el
PDSEN 2013-2019 pretende contribuir al desarrollo del Sistema Nacional de Comunas y del Poder
Popular, mediante la ejecución de la siguiente“cartera de proyectos”, planes y programas:
Hacia los trabajadores:
• ProgramaparaelDesarrollodelaConstituciónydelosConsejosdeTrabajadores.Esteprograma
está orientado a organizar y desarrollar la capacidad de dirección de los trabajadores más
avanzados teniendo como indicador de la condición de avanzado el conocimiento y dominio
del Plan de la Patria y su voluntad para enriquecerlo e implementarlo en su centro de trabajo
y en las relaciones con el resto del movimiento popular.
• Programa Democracia en las Organizaciones de los Trabajadores. Este programa se orienta
al apoyo de los procesos de democratización de las organizaciones de los trabajadores
(sindicatos, cajas de ahorro, comités de seguridad industrial, etc.), previstas en la Ley Orgánica
delTrabajo, losTrabajadores y lasTrabajadoras, sin inmiscuirse en la vida interna de estas.
• Programa CEIIT (Centros de Estudio, Investigación e Innovación Tecnológica). Este programa
responde al propósito de combinar en cada centro de trabajo, las funciones laborales
ordinarias con las actividades de estudio e investigación en las áreas socio-políticas, técnicas
y de innovación tecnológica, en el área técnico-productiva.
Hacia las comunidades territoriales:
• Programa PDSET (Planes de Desarrollo del Sistema Eléctrico Territorial). Se trata de un
programa orientado a la formulación, puesta en marcha y seguimiento de planes territoriales
de desarrollo eléctrico, progresivamente a nivel de comunas, de conjuntos de comunas, de
comunas de un municipio, de comunas de parte de un estado hasta llegar al componente
eléctrico del sistema de comunas de una región.
• Programa EPS-SEL (Programa de Empresas de Propiedad Social del Sector Eléctrico). Se trata
de un programa para impulsar las Empresas de Propiedad Social (EPS) en el Sector Eléctrico,
tal como lo prevé el Plan de la Patria.
• Programa de Contraloría Social para el Sector Eléctrico. Este programa se constituye sobre la
base de un observatorio de los trabajadores del Sector Eléctrico y del Poder Popular.
Hacia la investigación:
• Programa de Investigación Socio-Política y Socio-Económica. Este programa tiene como
propósito realizar investigaciones en las áreas socio-políticas y socio-económicas, dirigidas a
fortalecer la agenda estratégica sectorial.

4. SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL AÑO 2013
4.1. Población atendida por el SEN
Venezuela cuenta con 28.946.101 habitantes, de acuerdo con los resultados del Censo Poblacional
2011delInstitutoNacionaldeEstadística(INE),loquecorrespondea29,7habitantesporkilómetro
cuadrado. El 66%, aproximadamente, de la población se concentra en siete (7) estados, siendo
significativo para el desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional, ya que la mayoría de las ciudades
más pobladas se encuentran en los estados Miranda, Aragua, Carabobo y Distrito Capital, en el
centro del país; Zulia (Maracaibo) yTáchira en el occidente.
4.2. Demanda del Sistema Eléctrico Nacional
Para el año 2013 el consumo total de energía fue de 130.617 GWh-año, con un pico de potencia
máxima de 18.696 MW, ocurrido el día 15 de mayo.
En la gráfica 3 se muestran las potencias máximas por región para el año 2012. Asimismo, en la
gráfica 4 se muestra la participación de las áreas operativas a la demanda máxima nacional del
año 2012. Se puede observar que el 27% de la demanda máxima se concentra en el centro del
país, donde destacan los estados Aragua y Carabobo, que se encuentran entre los más poblados
y con mayor desarrollo industrial y comercial. Occidente participa con un 15%, región en la que
se destaca el consumo de la ciudad de Maracaibo, estado Zulia. La Región Capital contribuye con
un 11% e incluye entre las regiones más pobladas, al estado Miranda y al Distrito Capital, donde
además de los desarrollos industriales y comerciales se concentran los poderes gubernamentales
del país.
Gráfica 3. Consumo eléctrico nacional
y por área geográfica.

4.3. Caracterización del Sistema Eléctrico Nacional
Para el año 2012, el sistema contaba con una capacidad de generación instalada de 27.496 MW,
una capacidad de transformación de 87.063 MVA, instalada en 885 subestaciones, entre las que se
cuentan 434 subestaciones de transmisión y 451 subestaciones de distribución. De igual manera,
se tiene un total de 149.155 km de líneas, de las cuales, 29.749 km corresponden a los niveles
de tensión desde 765 kV hasta 69 kV y 119.406 km corresponden a niveles de distribución en
tensiones iguales o inferiores a 34,5 kV.
El Sistema Eléctrico Nacional, durante los últimos 3 años ha experimentado un proceso de
adaptación donde el MPPEE y la operadora Corpoelec enfocaron sus esfuerzos financieros y
humanos para aumentar la oferta de generación, a través de la recuperación de unidades no
disponibles y con la instalación de plantas de generación en el centro y occidente del país.
4.3.1 Desempeño del parque de generación
Durante el año 2012, el parque de generación presentó en promedio una disponibilidad
de 18.715 MW y una indisponibilidad de 4.000 MW. De esta última cifra, la mayoría se debe
a las máquinas térmicas a turbo-vapor, explicado este hecho, por la obsolescencia de este
parque. El segundo lugar lo ocupa el parque térmico a turbo-gas, seguido del hidráulico y
el de ciclos combinados. En la gráfica 5 se muestra el histórico de este comportamiento en el
período 2007 – 2011.
Gráfica 4. Cuota de participación porcentual por región al pico de la demanda, año 2012.
Gráfica 5. Indisponibilidad histórica de la generación del SEN.
4.3.2 Desempeño del sistema de transmisión
El comportamiento, por indisponibilidad forzada de las principales líneas del sistema de
transmisión desde el año 2008 hasta el año 2012, ha presentado una tendencia creciente que
alcanzó en el año 2010 un máximo de 3,73% en líneas a 230 kV (observándose una mejoría en
el año 2012), 0,86% a 400 kV en el año 2011 y 0,3% a 765 kV en el año 2009.
El comportamiento por indisponibilidad programada de las principales líneas del sistema de
transmisión desde el año 2008 hasta el año 2012 presentó una tendencia decreciente en los
primeros 3 años aumentando en el año 2012, a consecuencia de que se dedicó más tiempo
a las labores de mantenimiento.
4.3.3. Desempeño del sistema de distribución
El sistema de distribución a nivel nacional presenta complejidades para su gestión debido
a las diferentes características geográficas y densidades poblacionales, así como por los
diferentes estándares heredados de las ex filiales operadoras en cuanto a organización,
normas, procedimientos y aspectos de diseño, tales como niveles de tensión, capacidades de
líneas y transformadores.
Uno de los indicadores más importantes de medición de la confiabilidad del servicio eléctrico
lo constituye el Tiempo Total de Interrupciones (TTI), el cual refleja la cantidad de horas
acumuladas que durante un año los usuarios, en promedio, carecen del servicio eléctrico
debidoacausasimputablesalagestióndedistribución.ElTTIdeDistribucióncorrespondiente
al año 2011 totalizó 24,96 horas.
Hidrológicas+Mineras
LomasdeNiquel
3%
Oriente
13%
Insular
2%
Centrooccidente
4%
Centro
27%
Capital
11%
Guayana
14%
Suroccidente
7%
SectorPetrolero
oriental
4%

A modo de referencia, los estados Lara, Zulia y Distrito Capital históricamente han mantenido
valores por debajo de las 7 horas, el cual es un valor típico de otras empresas latinoamericanas
de distribución de energía eléctrica.
La brecha que se establece entre el valor de TTI del año 2011 de 24,96 horas y el valor de
referencia o meta de 7 horas, el cual representaría un 72% de reducción, inmediatamente
sugiere el emprendimiento de un agresivo plan para rescatar la Planificación y Desarrollo de
la infraestructura eléctrica, así como para atender adecuadamente la gestión de los procesos
de Operación y Mantenimiento.
En la gráfica 6 se presenta el valor del indicadorTTI para cada estado del país. De acuerdo a la
escala, los estados que presentaron los valores más altos fueron: Anzoátegui, Trujillo, Barinas,
Apure, Cojedes y Miranda.
Gráfica 6.TiempoTotal de Interrupciones (TTI) para cada estado del país.
Fuente: Indicadores de gestión/Corpoelec.
4.3.4. Despacho del Sistema Eléctrico Nacional
La operación del Sistema Eléctrico Nacional es centralizada y realizada por el Centro
Nacional de Despacho (CND), ente encargado de la coordinación, supervisión y control de
las actividades de Generación, Transmisión y Distribución, que coordina los ocho despachos
regionalesqueasuvezcoordinanlosCentrodeOperacióndeDistribución(COD),elDespacho
Nacional coordina y monitorea directamente el sistema de 765 kV y parte del sistema a 400
kV y 230 kV.
Por otra parte, las regiones asignadas a cada uno de los Despachos de Carga Regionales son
las siguientes:
• Despacho Capital: Distrito Capital, estadoVargas y parte del estado Miranda.
• Despacho Centro - Occidente: estados Cojedes,Yaracuy y Lara.
• Despacho Guayana: estados Bolívar (con excepción de la zona oeste) y Delta Amacuro,
sur de Anzoátegui y sur de Monagas.
• Despacho Occidente: estados Zulia y Falcón.
• Despacho Oriente: centro y norte del estado Anzoátegui y estados Monagas y Sucre.
• Despacho Sur - Occidente: estadosTáchira, Barinas, Mérida,Trujillo y Alto Apure.
• Despacho Centro: estados Amazonas, Aragua, Apure (con excepción del alto Apure),
Portuguesa, Carabobo, Guárico, oeste del estado Bolívar y parte del estado Miranda.
• Despacho Insular: estado Nueva Esparta y demás Dependencias Federales.
5. FORTALECIMIENTOY DESARROLLO DEL SISTEMAY SERVICIO ELÉCTRICO NACIONAL 2013-2019
Para garantizar a la población un suministro de electricidad continuo, regular y eficiente es
imperativo contar con previsiones adecuadas de los requerimientos de electricidad en el largo
plazo, dicho en otras palabras, es imprescindible anticiparse a los requerimientos de la demanda
con suficiente tiempo para emprender y concretar la construcción de la nueva infraestructura
eléctrica necesaria para satisfacerla. Esto implica la necesidad de elaborar pronósticos, tanto del
consumo de energía como de la potencia máxima esperada.
5.1. Demanda y uso racional y eficiente de la energía
EldimensionamientodelSENseráóptimoenlamedidaenquegestioneunusoracionalyeficiente,
porlocualsedebenestablecermedidasque,conlaparticipacióndelosusuarios,garanticenhacer
un uso eficiente del consumo.
LatendenciadelosúltimosañosenVenezuelahasidodecrecimientocontinuo,conlaexcepciónde
losaños2007,productodelasustitucióndebombillosincandescentesporbombillosfluorescentes
de bajo consumo y 2010, a consecuencia de la disminución de la oferta de generación hidráulica
producto de los fenómenos climatológicos, de altas temperaturas y el fenómeno “El Niño”, los
cuales llevaron al Ejecutivo Nacional a tomar medidas para incentivar el uso racional y eficiente
de la energía.
5.1.1 Gestión de la demanda y uso racional y eficiente de la energía
La Gestión de la Demanda y Uso Racional y Eficiente de la Energía (UREE) constituyen un eje
fundamental para el país, en el sentido de que definen no sólo un cambio de paradigma en el
aprovechamientodelosrecursosenergéticosenmarcadoenlaconcepcióndelhombrenuevo,
en equilibrio con el ambiente que lo rodea, sino que también garantizan las condiciones

necesarias para la sustentabilidad energética y ambiental, asegurando que las inversiones
que amerite el sistema eléctrico para su expansión, estén dirigidas a satisfacer requerimientos
reales originados por el crecimiento poblacional o la activación económica y no por prácticas
inadecuadas en el uso o la permanencia de tecnologías obsoletas.
Entre las acciones ejecutadas hasta el año 2012, está el programa de sustitución de bombillos
incandescentes por fluorescentes compactos; sustitución de equipos no eficientes por
equiposeficientes,principalmenteacondicionadoresdeaireyrefrigeradores;laincorporación
de forma transversal, en la educación básica, de contenidos curriculares asociados al tema de
uso racional y eficiente de la energía; la formación de facilitadores en uso racional y eficiente
de la energía; y la promoción del uso racional y eficiente de la energía, a través de aspectos
normativos, legal y constitucional.
Objetivos para el período 2013-2019
Promover la Gestión de la demanda y el uso racional y eficiente de la energía, contribuyendo
con la formación del hábito del uso racional y eficiente de la energía en todas las venezolanas
y venezolanos. Esto se realizará mediante la formulación y ejecución de Políticas y el diseño e
implementación de medidas y acciones tecnológicas, educativas y regulatorias en todos los
sectores de la sociedad venezolana, en resguardo de la soberanía energética y la conservación del
ambiente. Entre las acciones para el período 2013-2019 se contempla:
- Diseñar y ejecutar programas de sustitución de equipos ineficientes por eficientes, con
mecanismos de financiamiento parcial o total, que permitan a los usuarios la reducción de
su consumo de energía.
- Desarrollar el marco normativo y operativo que permita la normalización y etiquetado de los
artefactos eléctricos enVenezuela.
- Desarrollar y promover la investigación en materia de gestión de la demanda y UREE.
- Desarrollar la metodología y el marco normativo que permitan la consideración de la
gestión de la demanda y UREE como criterio de diseño en las nuevas edificaciones y en las
ya existentes.
- Profundizar el Programa Nacional de Educación Energética.
- Profundizar la divulgación de información de interés para la población en general, en cuanto
a gestión de la demanda y uso racional y eficiente de la energía.
- Desarrollar y fortalecer mecanismos de incentivo, asesoría, acompañamiento y supervisión
de los usuarios de alta demanda del sector privado y los usuarios del sector público en
materia de gestión de la demanda y UREE.
- Convertir al sector oficial en modelo nacional en la aplicación institucional de Políticas de
ahorro energético.
- Establecimiento de parámetros mínimos de desempeño para equipos de aire acondicionado
y la prohibición de importación de equipos reconstruidos o usados.
5.1.2 Pronósticos de energía y potencia 2013-2019
Las estimaciones anuales de demanda para el sector eléctrico nacional corresponden al
consumo de energía neta y potencia máxima conectada al SEN.
La metodología utilizada fue la extrapolativa, mediante la estimación de la tendencia natural
de las series históricas. Una vez obtenida la estimación de la tendencia natural, a la misma se le
adicionó el efecto de las nuevas estrategias de uso racional y eficiente de la energía y la carga
asociada a proyectos de desarrollo.
El efecto de la aplicación de todas las iniciativas de gestión de la demanda y uso racional
y eficiente de la energía para el horizonte de pronóstico (2013-2019), se estima en un
ahorro aproximado de 7.000 GWh. Es importante aclarar que las medidas consideradas son
únicamente aquellas que originan nuevos impactos de reducción del consumo de energía
eléctrica.
Losescenariosresultantesdelospronósticos definenporconsideracióndediferentespremisas
macroeconómicas en cada uno y variación en la temporalidad de entrada y magnitud de
la carga asociada a los proyectos de desarrollo, además del impacto en el consumo de las
Políticas de UREE. En la formulación de los escenarios de estimación fueron:
Escenario I: Se estableció en función de la Tendencia secular registrada en Venezuela y está
atado al crecimiento poblacional (1.2% crecimiento promedio interanual). Se toman en
cuenta todos los proyectos asociados a los planes de desarrollo, pero desplazando la entrada
en servicio de dichos proyectos, con la excepción de la carga incremental originada por los
proyectos del sector petrolero, en los cuales se consideró que dicha carga será alimentada
por el propio sector petrolero. Con referencia a la gestión de la demanda y UREE, se considera
mantener el impacto de las estrategias ya establecidas, como son el caso de sustitución de
bombillos y las resoluciones establecidas en esta área.
EscenarioII:Esteescenariosecaracterizaporunarecuperacióndelaeconomíaenlosprimeros
años y un crecimiento sostenido para los años subsiguientes (3% crecimiento promedio
interanual), bajo el supuesto de que la ejecución del plan de desarrollo de la nación tendrá
un efecto multiplicador mayor sobre la economía. Se ejecutan todos los proyectos asociados
a los planes de desarrollo en base a las premisas suministradas. En referencia a la gestión de
la demanda y UREE, se considera mantener el impacto de las estrategias, como son el caso de
sustitución de bombillos y las resoluciones establecidas en esta área.
Escenario III: Este escenario se formula partiendo de las premisas definidas en el escenario
I, donde además de las estrategias de uso racional y eficiente, se adiciona el impacto de las
nuevas estrategias de gestión de la demanda y UREE, definida con anterioridad.
Escenario IV: Este escenario se formula partiendo de las premisas definidas en el escenario II,
pero donde se adiciona el impacto de las nuevas estrategias de gestión de la demanda y UREE
definidas con anterioridad.

En las gráficas 7 y 8 se presentan los pronósticos de energía y potencia, respectivamente, para
el período 2013-2019, considerando los cuatro escenarios mencionados.
Gráfica 7. Escenarios de demanda de energía eléctrica del SEN (GWh) del 2013-2019.
Gráfica 8. Escenarios de demanda de potencia máxima del SEN (MW) del 2013-2019.
Los valores que se alcanzan en el 2019 de la potencia máxima del SEN oscilarán entre 22.496
y 30.852 MW, con una tasa de crecimiento interanual promedio del período que oscila entre
3,4% y 7,6% respectivamente. En energía los valores alcanzan los 170.004 y 222.478 GWh, con
una tasa de crecimiento interanual promedio entre 4,3 y 7,9%, respectivamente.
La desviación de los valores registrados de Demanda y Energía total del SEN durante los años
2012 y 2013, con respecto a los valores pronosticados fue causada principalmente por el
comportamiento de la Región de Guayana, la cual representa aproximadamente el 15% del
consumo nacional, dado que no se alcanzaron los incrementos esperados en los planes de
recuperación que se establecieron, especialmente para los proyectos de las empresas básicas
(Aluminio, Hierro y Acero). Sin embargo se prevé incorporar y mantener dichos proyectos en
la tendencia a largo plazo, que no debe ser afectada por los eventos coyunturales sucedidos en el
corto plazo. En este sentido, se mantienen como válidos los escenarios y pronósticos de Demanda
y Energía para el horizonte reportado por el PDSEN.
5.2. Generación y nuevas fuentes de energía
5.2.1 Estrategias 2013-2019 para la expansión de generación
Eldesarrollodeestaáreaestábasadoenlasconocidasreservasdegasnaturaldelasquedisponeel
país,combustibleéstequepresentaexcelentescaracterísticastécnicas,económicasyambientales
para ser utilizado como complemento a la producción de energía hidroeléctrica.
La matriz de insumos energéticos para la producción de energía eléctrica en el SEN posee
típicamente la siguiente composición: Hidroelectricidad (68%) y 32% a la generación
termoeléctrica, gas natural (14%) y derivados del petróleo (18%), específicamente combustibles
líquidos, gasoil (11%) y fueloil (7%). Para el período 2013-2019, el reto en este ámbito consiste en:
• Ampliar esta matriz energética, incorporando nuevas fuentes de energías como la eólica y el
carbón, así como otro sub producto del petróleo, como lo es el coque.
• Intensificar el uso del gas natural, como fuente de energía económica y amigable con el
ambiente, a la vez que se minimice el uso de combustibles líquidos.
• Continuar maximizando el uso de la hidroelectricidad en condiciones climáticas favorables.
En lo específico a las estrategias de desarrollo de la generación por fuente energética, se tiene:
En cuanto a la estrategia de expansión de la hidroelectricidad, se busca la maximización del
recurso hídrico. Para ello se tiene previsto completar los desarrollos hidroeléctricos actualmente
enconstrucción:ManuelPiar(Tocoma)yFasesIIyIIIdelDesarrollodelComplejoUribante–Caparo,
asícomoiniciarlaexplotacióndelacuencadelríoCuchivero,medianteeldesarrollohidroeléctrico
de Chorrín, una vez que cumpla con las evaluaciones económico financieras y socio ambientales.
La estrategia de expansión termoeléctrica, usando el Gas Natural, considera dos escenarios. Uno
condisponibilidadilimitada,suponiendoquelasnecesidadesestánsoportadasporunincremento
de la oferta de gas por parte de PDVSA y otro escenario con una oferta de gas más conservador,
incrementando la oferta de gas para el sector eléctrico, de aproximadamente 600 millones de pies

cúbico día (MMPCD) a 1.200 MMPCD en el año 2019, según la puesta en marcha de los proyectos
de gas por parte de PDVSA.
Adicionalmente, en aras de complementar la maximización del uso del gas en la generación
termoeléctrica, se estableció como estrategia de desarrollo, que todas las tecnologías de
producción de energía eléctrica consideradas en la expansión del parque termoeléctrico, tengan
la capacidad de utilizar al menos dos combustibles, uno de los cuales sea gas natural.
La estrategia con respecto a los derivados líquidos de petróleo, gasoil y fueloil es minimizar
suusoenlaproduccióndeenergíaeléctrica,porsualtovalorcomercialenelmercadointernacional.
En todo caso, se da preferencia al despacho de energía con base en fueloil sobre el gasoil. Se
propone el uso del coque de petróleo con una planta termoeléctrica, como subproducto sólido
derivado de los procesos de mejoramiento y refinación de petróleo, que alcanza una producción
actual de aproximadamente 20.000Tmd. En apoyo a la estrategia de ampliar y diversificar la matriz
de insumos energéticos para la producción de energía eléctrica, se impulsa la instalación de una
planta termoeléctrica con base a carbón en el estado Zulia.
Características de tecnologías para la producción de energía eléctrica
Las tecnologías utilizadas para la producción de energía eléctrica en el SEN, parten de la
capacidad instalada en: Turbinas hidráulicas, conformado por 14.622 MW (57%) y por 25.654 MW
termoeléctrico conTurbinas a gas (19%),Turbinas a vapor (16%), Ciclo Combinado (4%) y Motores
diesel (4%). En general, para el período 2013-2019, el reto en este ámbito consiste en:
• Intensificar el uso de los ciclos combinados duales (gas natural/gasoil).
• Ampliar el parque de generación con turbinas a vapor y turbinas hidráulicas de gran tamaño
a los fines de incrementar la robustez del sistema eléctrico.
• Limitar la expansión de generación basada en motores diesel de pequeña magnitud.
Generación distribuida
Los grupos electrógenos o generación distribuida, a partir de motores diesel de pequeña escala,
solo serán utilizados para la solución de problemas locales por deficiencias de los sistemas de
distribución, que deben ser resueltos a corto plazo.
Fuentes alternativas renovables de energía
El aprovechamiento de las Fuentes Renovables de Energías, es clave para contribuir de forma
sustentable en la distribución y universalización de la energía para todas y todos los venezolanos,
con la ventaja de no ser contaminantes. La orientación estratégica para el desarrollo de las
energías alternativas renovables en Venezuela se basa en impulsar la industrialización nacional
de estas tecnologías, minimizar el consumo de combustibles líquidos en la generación de energía
eléctrica y así disminuir la emisión de gases con efecto invernadero.
Se ha estimado un potencial aprovechable en Venezuela, bajo la tecnología actual, de 7
MMBEPD, equivalente a 680 TWh/año de producción de energía eléctrica aproximadamente,
lo que representa más de cinco veces la energía generada en el año 2012. Para el período
2013-2019, se contemplan proyectos con factibilidad de ejecución que permitirán incorporar al
servicio eléctrico en las zonas aisladas, rurales y fronterizas, unos 613 MW (de los cuales 500 MW
son Eólicos), con una producción de energía estimada, al cierre del período, de 2.600 GWh/año,
equivalentes a 1,43 MMBEPA y a 1,95 MMTon de CO2 no emitidos a la atmósfera.
Entre las tecnologías de energía alternativa renovables con mejores perspectivas de desarrollo
en el país, tanto para la producción de energía como para la industrialización nacional, se
destacan la eólica en pequeña y gran escala, la solar térmica y fotovoltaica, las Pequeñas Centrales
Hidroeléctricas,lacogeneraciónmedianteelusodelosresiduosprovenientesdelacañadeazúcar
y la producción de biogás, a partir de los residuos de ganado porcino y los rellenos sanitarios.
El alcance geográfico de la propuesta del Plan y las Políticas Públicas de aprovechamiento de este
tipo de fuentes de energía comprenderán los espacios continental, insular, marítimo, oceánico,
lacustre y fluvial de nuestro país. La ubicación de los proyectos y programas de aprovechamiento,
se realizarán de acuerdo a los siguientes criterios:
• Áreas geográficas potenciales para el aprovechamiento de las Fuentes Alternativas
Renovables.
• Áreas sanables, degradadas y contaminadas, producto de actividades mineras, petroleras,
agrícolas, forestales, disposición de desechos, entre otra,s en proceso de saneamiento,
restauración, recuperación y mejoramiento ambiental.
• Zonas de Seguridad y Defensa, Fronterizas,Turísticas, y en Dependencias Federales.
• Zonas Especiales de Desarrollo Sostenible.
• Distritos Motores y Zonas de Desarrollo Económico.
• Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) y el Proyecto Socialista Orinoco (PSO), por su fragilidad
ambiental.
• Proyectos de Comunas, Consejos Comunales, Mesas Técnicas o Comité de Energías, Salas de
Batallas Endógenas y Sociales.
•Localidadesconnivelesdesobrecarga,caídadetensiónyconpérdidastécnicasynotécnicas.
• Sitios con limitaciones o ausencias de combustibles derivados de petróleo, gas directo o GLP
a granel y por bombonas.

5.2.2. Plan de expansión de generación 2013-2019
Balance de energía firme 2013-2019
Considerando la indisponibilidad operativa de las máquinas actualmente en operación y las
máquinas a ser instaladas, es necesario instalar generación adicional, hecho que se ve reflejado en
lagráfica,dondesepresentaunbalancedeenergíafirme,yseobservaladependenciadelaenergía
hidroeléctrica excedente, que ha tenido el SEN para suministrar la demanda y el requerimiento de
proyectos de generación a partir del 2014, adicionales a los que ya se encuentran en ejecución.
Gráfica 9. Balance de energía firme considerando los proyectos en ejecución.
Fuente: Corpoelec
Tabla 1. Plantas de generación para el período 2014 – 2019.
En la matriz se considera toda la generación convencional conectada al SEN y los 500 MW de las
fuentesrenovableseólica,queseesperaesténconectadosensutotalidadalSEN,paraelaño2019.
La energía asociada a estos MW Renovables en comparación con los aportes totales del resto de
las fuentes de energía primaria, aún es poco significativa.
Cartera de proyectos requerida
Los proyectos de generación en ejecución por Corpoelec y PDVSA sumarán una capacidad
instaladade10.224MW,deloscuales8.395MWestánsiendoejecutadosporCorpoelecy1.829MW
por PDVSA, para alcanzar 35.982 MW, que una vez concluidos incorporarán al SEN una producción
energética firme de 60.000 GWh al año. Si bien esta capacidad de generación es suficiente para
cubrir los picos diarios de demanda (Megavatios) previstos para el 2019, no sería capaz de cubrir
los requerimientos de energía del mismo año, en caso que se presentara una hidrología seca. Las
plantas que entrarían para el período 2014 - 2019 se muestran en la siguiente tabla, de la que se
puede observar que representan un total de 9.497,6 MW.
Ante estos posibles escenarios, además de los proyectos que están siendo ejecutados por
Corpoelec y PDVSA, en el SEN se tiene visualizados 3.203 MW nuevos, de nueva capacidad de
generación en el período, con el propósito de cumplir los requerimientos, tanto energéticos como
de potencia, que incrementaría la oferta de generación a 39.082 MW para el año 2019.
En este sentido, es necesario iniciar los estudios de factibilidad de proyectos en visualización, que
incorporen al final del período 3.203 MW.

Balance de potencia y energía programado
En la gráfica 10 se presenta la capacidad instalada y el porcentaje de participación hidrotérmica
programados en el SEN, considerando los 10.224 MW en ejecución al 2012 y 3.203 MW adicionales
de los proyectos en visualización. En la gráfica 11 se muestra Balance de Potencia, considerando
los proyectos en ejecución y visualización.
Gráfica 10. Capacidad instalada programada en el SEN considerando los proyectos en ejecución y visualización.
Fuente: Corpoelec.
Gráfica 11. Balance de potencia considerando los proyectos en ejecución y visualización.
Fuente: Corpoelec.
Matriz energética de producción de electricidad
Con la incorporación de nuevas plantas de generación a lo largo del período, la matriz energética
varía,puestoquelaparticipaciónTermoeléctricaaumentaalpasarde35%enelaño2012a48%en
el 2019, disminuyendo la participación del parque hidroeléctrico hasta un 52%, lo cual representa
una disminución de la dependencia hidrológica del SEN.
Para clasificar la generación termoeléctrica entre los diferentes tipos de combustibles, se
consideraron los dos escenarios: el primero supone que no existen restricciones de suministro
de gas en todo el período de estudio. Con este escenario se pretende estimar los verdaderos
requerimientosdegas.Enelsegundoescenario,sehaconsideradounarestricciónenelsuministro
de gas, en la cual se incrementa la oferta de gas para el sector eléctrico en un 100%.
En la matriz energética, sin restricción de gas, diferenciada por insumos energéticos y
considerando la participación del agua y los diferentes combustibles en la generación de energía,
se puede observar que el agua es la fuente primaria con mayor participación en todo el periodo.
En cuanto a los combustibles, se observa que la mayor participación la tiene el Gas con un 23%
en el año 2012, que aumenta hasta un 42% en el 2019, seguida del Gasoil y el Fueloil con un
6% para cada uno en el 2012 y en el 2019, 3% y 1%, respectivamente. Finalmente, se observa la
incorporación del Coque y el Carbón con una participación del 1%, para cada uno en el año 2019.
En la matriz energética por insumos energéticos del caso con restricciones de gas, se puede
observar que la participación Hidráulica tiene la misma tendencia. Sin embargo, el uso de los
combustibles se ve notablemente afectado por la reducción en la participación del Gas en la
generacióndelSENy,enconsecuencia,unaumentoproporcionalenlautilizacióndecombustibles
líquidos.
Requerimientos de combustibles
Al igual que para el análisis de la matriz energética, para los requerimientos de combustibles se
han evaluado, uno sin restricciones de suministro de gas y otro considerando restricción en el
suministro de gas.
En la gráfica 12, se presenta el consumo promedio de Gas, con y sin las restricciones, incluyendo
además el consumo histórico de los últimos 6 años. Se puede apreciar una separación marcada
desde el principio del período. En el caso con restricciones de gas. el consumo presenta una
aumento del 74%, pasando de 688 MMPCD en el 2012 a 1.195 MMPCD en el 2019; mientras que
en el caso sin restricciones, se observa un crecimiento del 108%, pasando de 936 MMPCD en el
2012 a 1.950 MMPCD en el 2019.
En cuanto al consumo de gasoil, sin restricciones de gas, presenta un decrecimiento del 39%
entre los años 2012 y 2019, reduciendo así el consumo de gasoil de 2.300 MMlts a 1.400 MMlts.
Con restricciones de gas, la tendencia de crecimiento de consumo de gasoil, se mantiene hasta
el año 2019.

Gráfica 12. Comparación del Consumo de Gas.
Fuente: Corpoelec.
Gráfica 13. Consumo de Fuentes Primarias Sin Restricciones de Gas.
Fuente: Corpoelec.
Gráfica 14. Consumo de Fuentes Primarias con Restricciones de Gas.
Fuente: Corpoelec.
En cuanto al Fueloil, sin restricciones en el suministro de Gas, su consumo disminuye, con una
reducción del 75% a partir del año 2012, alcanzando un nivel de 552 Mton en el 2019, contra
los 3.830 Mton del caso con restricciones, para el mismo año, el cual representa un incremento
del 60%.
En las gráficas 13 y 14, se presenta el consumo de combustibles a lo largo del período, para ambos
casos, expresado en MBEP. Se puede observar un aumento en el consumo total del SEN, del 60%
en los dos casos para el periodo, con el incremento de 251 MBEPD en el 2012 a 399 MBEPD en el
2019,paraelescenariosinrestriccionesdegasyde245MBEPDenel2012a388MBEPDenel2019,
para el caso con restricciones de gas.
Es importante notar que si se logra aumentar el suministro de gas para el sector eléctrico, se
podría liberar hasta 123 MBEPD de consumo de combustible líquido, permitiendo reducir el
consumo interno de los mismos, y aumentar su capacidad de exportación y comercio.

Si se lograra eliminar todas las restricciones presentes en el proceso de suministro de gas para
la Generación de electricidad, la participación termoeléctrica del 48% para el año 2019, estaría
compuesta por 42% de Gas, 3% de Gasoil, 1% de Fueloil, 1% de Carbón y 1% de Coque. Sin
embargo,suponiendoquelosproyectosqueseadelantanenelSectorGas,solofuerancapacesde
suministrar un máximo de 1.200 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD) al SEN, escenario con
restricciones, la participación termoeléctrica estaría compuesta por 28% de Gas, 10% de Gasoil,
8% de Fueloil, 1% de Carbón y 1% de Coque.
Eficiencia en el consumo de combustibles
La eficiencia promedio por tipo de combustible y la eficiencia promedio del SEN, tendrán
una tendencia al aumento, debido principalmente a la incorporación de nuevas centrales de
generación Termoeléctrica a Gas y a Gasoil, cuyas tasas de consumo de combustible son mejores
a la tasa de consumo promedio del parque actual. Para el parque de generación termoeléctrica a
Fueloilestáprogramadalaincorporacióndenuevasplantas.Sinembargo,estasposeeneficiencias
similares a las instaladas en la actualidad, por lo cual, esta variable no se ve afectada. La eficiencia
promedio de las centrales de generación a Gasoil mejora 5,43 puntos entre los años 2012 y 2019,
alcanzando una eficiencia del 36,6%. En el caso de las centrales de generación a Gas, el aumento
en la eficiencia es de 7,35 puntos, para alcanzar el 37,6% de eficiencia. Finalmente, se observa un
aumento en la eficiencia termoeléctrica del SEN de 5,46 puntos, pasando de 30,47 % en el 2012 a
35,93 % en el 2019.
5.2.3. Operación y mantenimiento de generación 2013-2019
La continuidad del servicio eléctrico para la población venezolana depende en gran medida de la
aplicación de un adecuado programa de mantenimiento a las principales instalaciones de cada
uno de los procesos medulares del Sistema Eléctrico Nacional.
En cuanto al proceso medular de Generación, para el período 2013-2019, se tiene previsto dar
continuidad a los procedimientos de mantenimientos preventivos y predictivos que se llevan a
cabo en la actualidad, así como incorporar nuevas unidades a este procedimiento en la medida en
que se cumplan los plazos correspondientes.
Entre las actividades a desarrollar se tienen: mantenimiento mayor y rehabilitaciones de unidades
de generación, tanto hidráulicas como térmicas; modernización de casa de máquinas del sistema
de generación hidroeléctrica del bajo Caroní y sustitución de unidades de generación térmica
obsoletas y/o ineficientes por unidades con tecnologías más eficientes. Adicionalmente, se espera
convertir un mayor número de unidades de generación térmica de combustible líquido a gas.
5.3.Transmisión
El Sistema de Transmisión Nacional actual consta de 29.749 km de líneas para tensiones iguales o
superiores a 69 kV, 434 subestaciones, y 81.411 MVA de transformación. En la gráfica 15 se ilustra
este sistema.
Gráfica 15. Sistema deTransmisión deVenezuela.
Fuente: Corpoelec.
5.3.1. Aspectos metodológicos para el análisis de la expansión de transmisión
Para cada escenario, que combina el de demanda alta con los dos de ubicación de la generación
térmica, a lo largo del país, se obtuvo un plan de transmisión de mínimo costo y se generó un plan
denominado“Robusto”de la red troncal, conformado por las obras de transmisión comunes en los
dos planes de expansión obtenidos.
En los sistemas de distribución regionales se calcula el equipamiento en cada subestación, en
los niveles de distribución (13,8 kV y 34,5 kV), así como la capacidad de los transformadores
115/13,8 kV y 115/34,5 kV a instalar, de acuerdo a las necesidades determinadas en los estudios
de distribución.

5.3.2. Plan de expansión de transmisión período 2013-2019
Metas físicas en la red a 765, 400 y 230 kV
Con la ejecución de estos nuevos proyectos de transmisión en el período, el SEN será capaz de
atender hasta una demanda aproximada de 29.600 MW en el año 2019. En total, resultaron 118
proyectos para el período, que de acuerdo a la finalidad, son 15 proyectos de adecuación de
subestaciones, 76 de ampliación de capacidad de transmisión, 11 de interconexión de nuevas
plantas y 16 de suministro eléctrico a Usuarios Especiales.
Las tablas 2 y 3, muestran respectivamente la totalización de kilómetros de líneas y los MVA
requeridos en equipos de transformación en el período 2013 – 2019.
Tabla 2.Totalización de km de líneas de transmisión de acuerdo al tipo de proyecto. Período 2013 – 2019.
Fuente: Corpoelec
Tabla 3.Totalización de MVA requeridos en equipos de transformación de acuerdo al tipo de proyecto. Período 2013 – 2019.
Fuente: Corpoelec
Tabla 4. Kilómetros de línea de sub-transmisión por nivel de tensión. Período 2013-2019
Fuente: Corpoelec
De la tabla 1, podemos resaltar que la totalización representa 27.972 MVA de capacidad nueva
instalada. Los incrementos de capacidad más significativos se evidencian en la transformación
230/115 kV (14.670 MVA), que representan un 25,5% de aumento con respecto a la capacidad
global actual.
Metas físicas en la red de 69 kV, 115 kV y 138 kV
Para los niveles de tensión de sub-transmisión (138 kV, 115 kV y 69 kV), se tiene un total de 7.907
km de líneas a incorporarse al Sistema Eléctrico Nacional, las cuales se encuentran en etapa de
construcción y planificación, como se indica en la tabla 4.
Considerando que actualmente en el SEN se tienen instalados 14.243 km de líneas de
sub-transmisión a 115 kV, 138 kV y 69 kV, incorporando al sistema las nuevas líneas, la expansión
se elevaría a 22.150 km de líneas en el año 2019, lo que representa expandir el sistema de
sub-transmisión en un 56 %.
5.3.3. Principales obras de transmisión para solventar los problemas de calidad de servicio
AcontinuaciónsepresentaunresumendelasprincipalesobrasincluidasenelPlandeTransmisión
2013-2019. A manera de presentación se dividió el país en tres regiones: Oriental, Central y
Occidental.
Área Oriental (Anzoátegui, Monagas, Sucre, Nueva Esparta, Bolívar y Delta Amacuro)
Estado Anzoátegui: Ampliación del parque de generación en Planta Guanta, Planta Alfredo
Salazar (Planta Anaco) y la Planta Alberto Lovera (PAL), puesta en servicio de estas plantas con
sus respectivos sistemas de transmisión, puesta en servicio de la subestación Anaco 230/115
kV, puesta en servicio de la subestación Tronconal 400/115 kV y las subestaciones 115/13,8 kV
Mesones, Chuparín II y Guaraguao II.
Estado Monagas: Culminación de todas las obras previstas asociadas a la puesta en servicio de la
subestación Juana La Avanzadora 230/115 kV, puesta en servicio de la subestación Cruz Peraza
400/115 kV.
EstadoSucre:PuestaenserviciodelaPlantaCumaná.LasubestaciónSucre230/115kVrobustecerá
el sistema eléctrico de la península de Paria y servirá como impulso para el desarrollo del sector
petrolero en esta área del país. Ampliación de la subestación Cumaná II 230/115 kV, con un tercer
autotransformador de 200 MVA.
Estado Nueva Esparta: Se requiere implementar un sistema a 230 kV (cable submarino y
subestaciones de conexión), entre el estado Sucre y el estado Nueva Esparta y ampliar el sistema
de transmisión a 400 kV hasta el estado Sucre.
Estado Bolívar: Puesta en servicio de la subestación Angostura 400/115 kV y su sistema de
transmisión asociado (subestaciones Cayaurima, Farallones; Centro y Marhuanta). Puesta en
servicio de las subestaciones 230/115 kV Caicara y Pijiguaos.
Ampliación y normalización de las subestaciones 115/13,8 kV en las ciudades de Puerto La Cruz,
Barcelona, Maturín, Cumaná y Ciudad Guayana, con la instalación de transformadores 115/13,8 kV
de 36 MVA de capacidad, en toda la zona Oriental del país.

Área Central (Miranda, Aragua, Carabobo, FalcónYaracuy, Cojedes y Guárico)
Estado Miranda: Construcción de la subestación Cúa Nodal 230/115 kV. Adicionalmente, se
plantea el aumento de capacidad de transformación en las subestaciones: Rio Chico II 230/115
kV (3er transformador 230/115 kV), Curupao (3er y 4to Tx 230/69 kV) y Diego de Losada (4to
transformador 230/115 kV).
Estado Aragua: Puesta en servicio de la Planta La Cabrera, que ayudará a descargar este sistema
de transmisión a 230 kV y a mejorar el perfil de tensiones en estas zonas. Por otra parte, se tiene
previsto el aumento de capacidad de transformación en la subestación Mácaro 230/115 kV
(sustitución de 2 trasformadores de 100 a 200 MVA), así como también la construcción de la nueva
subestaciónVictoria II 230/115 kV.
Estados Carabobo y Falcón: Puesta en servicio del segundo AT 400/230 kV en la subestación Planta
Centro para mejorar la confiabilidad del sistema a 230 kV, que comunica a las subestaciones El Isiro
y Planta Centro, que posteriormente permitirá llevar parte de la nueva generación de la Planta El
Palito hacia el Edo. Falcón y Carabobo.
Porotraparte,seencuentralaconstruccióndedosnuevassubestacionesparaelestadoCarabobo.
La nueva subestación Carabobo II 400/230 kV, con previsión de patio a 115 kV, la cual proporciona
una nueva fuente de suministro eléctrico al sistema eléctrico estadal, permitiendo drenar la
potencia y la energía desde Planta Centro hacia este estado y la nueva subestación Ciudad Alianza
230/115/34,5/13,8 kV, que aliviará la carga de la actual subestación san Diego 230/115 kV y
fortalecer el sistema 115 kV asociado al área de Guacara y San Diego.
ParaelestadoFalcónsetieneprevistalaconstruccióndelanuevasubestaciónTucacas230/115kV.
Finalmente se prevé la modernización de las subestaciones La Arenosa y Planta Centro, para
mejorar el suministro eléctrico de los estados Aragua, Carabobo, Falcón yYaracuy.
EstadoYaracuy: Construcción de la subestación Chivacoa II 400/115 kV.
EstadoCojedes:PuestaenserviciodelasubestaciónCojedes400/115kVylasnuevassubestaciones
a 115 kV, San Carlos II; 115/13,8 kV,Tinaco; 115/34,5/13,8 kV e Hilandería 115/13,8 kV.
Estado Guárico: Construcción de la subestación Guárico 230/115 kV y la puesta en servicio de la
Planta Ezequiel Zamora (PEZ).
Área Occidental (Portuguesa, Lara, Barinas,Táchira, Mérida yTrujillo)
Estado Portuguesa: Puesta en servicio de la subestación Portuguesa 400/115 kV (en las cercanías
de la ciudad de Acarigua) y su sistema de transmisión asociado. Instalación del segundo
autotransformador 230/115 kV en la subestación Las Flores.
Estado Lara: Construcción de nuevos vínculos para atender los crecimientos de la demanda, entre
los cuales tenemos la ampliación de la subestación Oeste a 230 kV y la construcción de la nueva
subestación Polígono 230/115 kV.
Estado Barinas: Construcción de una subestación nueva 230/115 kV, denominada La Carolina, la
misma estaría conectada con la subestación Barinas IV yTermobarrancas.
Estados Táchira, Mérida y Trujillo: Construcción de la segunda línea Buena Vista–El Vigía II y
ElVigía II–Uribante, aislada en 400 kV y operando en 230 kV.
Construcción de la subestación de corte El Venado y su interconexión con la subestación Buena
Vista a 400 kV.
Construcción de la subestación Michelena 230/115 kV para el estado Táchira, Los Andes 230/115
kV para el estado Mérida yValera IV 400/115 kV para el estadoTrujillo y unas nuevas subestaciones
a nivel de 115 kV.
Estado Zulia: Construcción del cable sub-lacustre a 400 kV del cruce del Lago de Maracaibo.
Adicionalmente se tienen previstas un conjunto de obras para dar suministro eléctrico a esta
población, entre ellas se encuentran la ampliación de la subestación Cuatricentenario 400/230 kV
y las subestaciones Cataneja y Moralito, ambas a 230 kV.
La puesta en servicio en su etapa definitiva de las Plantas Don Luis Zambrano (Vigía) y la central
hidroeléctrica Fabricio Ojeda (LaVueltosa), le darán más estabilidad al sistema y proporcionarán la
reserva de potencia reactiva necesaria para soportar contingencias en el sistema de transmisión
a 765, 400 y 230 kV.
Adicionalmente se tiene previsto la implantación de compensación serie en la red de 765 kV,
en las líneas Malena–San Gerónimo, San Gerónimo–Horqueta, San Gerónimo–Sur y San
Gerónimo–La Arenosa, a fin de mejorar la capacidad de transferencia de este sistema.
5.4. Distribución
Las estrategias de desarrollo deben traducirse en nuevas obras de expansión del sistema de
manera oportuna para viabilizar el crecimiento urbano y lograr mantener adecuados estándares
de servicio eléctrico. Adicionalmente, la satisfacción de las necesidades de servicio eléctrico de los
usuarios también exige una esmerada atención a los procesos de Operación y Mantenimiento de
Distribución.
En la actualidad las mejores prácticas apuntan hacia la instalación de centros de control de las
operaciones de distribución en los que, con el apoyo de la telemática, se supervisa el estado del
sistema para detectar fallas, frente a las cuales se generan las órdenes para restablecer oportuna y
eficazmente el servicio eléctrico a la normalidad.
Estrategias a corto plazo del sistema de distribución
En el corto plazo, están contemplados proyectos de instalación de compensación reactiva,
sustitución de conductores, reconfiguración de circuitos, sustitución e incorporación de equipos
de interrupción, protección y seccionamiento, instalación y mejora de alumbrado público, los
cuales están orientados a la mejora de la calidad del servicio.
Adicionalmente, debido al gran desarrollo habitacional promovido por el gobierno nacional, se
han incorporado en el plan, proyectos para la expansión de circuitos de distribución primarios,
aumentodecapacidaddetransformaciónencircuitosprimarios(MT/BT),ampliacióndecapacidad

de subestaciones de distribución, así como la construcción de nuevas subestaciones, acciones
contempladas en el plan de obras para el suministro eléctrico a dichas comunidades.
Portafolio de obras de distribución 2013-2015
El portafolio contiene 2.401 obras necesarias en el Sistema Eléctrico de Distribución para el
periodo 2013-2015, las cuales se muestran por acción específica en la tabla 5:
Tabla 5. Portafolio de expansión y adecuación de Distribución por acción específica.
Fuente: Corpoelec
Gráfica 16. Cantidad de proyectos de Distribución de acuerdo al rango de ejecución por estado.
Proyectos de impacto estratégico: Gran MisiónViviendaVenezuela
Entre los proyectos específicos enumerados anteriormente para este periodo, y asociado al éxito
en la construcción de esta gran meta nacional de la vivienda, se requieren obras en el sistema
eléctrico, para atender la demanda eléctrica vinculada a cada una de las comunidades, se
clasificaron los desarrollos habitacionales, según el tipo de solución planteada desde Corpoelec:
• DesarrollosdeALTOIMPACTOalSEN,secontabilizan13,(2enelDistritoCapital,5enMiranda,
4 en Aragua, 1 en Vargas y 1 en Barinas): Se requieren soluciones estructurales que por su
envergadura deben ser contratadas.
• Desarrollos MENORES, se contabilizan 1421 proyectos, cuyas soluciones son de menor
envergadura y pueden ser ejecutadas con personal de Corpoelec, siempre que se cuente con
materiales y equipos necesarios. Estos desarrollos que varían entre 10 y 900 viviendas tienen
un impacto de 877 MVA en el sistema de distribución.
Principios orientadores para la ejecución del portafolio
Con el fin de orientar la ejecución del portafolio, se definieron los siguientes criterios:
• Favorecer el suministro eléctrico a los desarrollos habitacionales de la Gran Misión Vivienda
Venezuela (GMVV).
• Mejorar la calidad del servicio eléctrico en zonas críticas.
• Promover la culminación de obras actualmente en ejecución.
Estos criterios se aplicaron de la siguiente manera en la información de las obras:
•Tiempo de interrupción anual (TTI)
• Presencia del GMVV
• Fase de Ejecución
En función de la evaluación de la prioridad de ejecución, se establecieron 3 niveles: “A”, “B”y “C”,
desde los más prioritarios hasta los que cuyo desfase producen un menor impacto a los usuarios
finales, respectivamente.
Los proyectos clasificados en el nivel“A”(1.368 proyectos), típicamente están ubicados en sectores
con presencia de la GMVV, en estados con valores altos deTTI y con algún avance en su ejecución.
En el caso del nivel “B” (984 proyectos). Los proyectos clasificados con nivel “C” (49 proyectos). A
continuación se muestran la distribución a nivel nacional, gráfica 16.
Estrategias de expansión del sistema de distribución, 2016-2019
Adicionalmente a las estrategias obtenidas en el actual portafolio de inversión como resultado de
los análisis de los sistemas eléctricos de distribución, se contemplan algunas acciones vinculadas
a los desarrollos y proyectos estratégicos formulados por el ejecutivo nacional, donde se destaca
el Proyecto Socialista Orinoco (PSO) y la continuación de la GMVV.

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