VENEZUELA. Radiografia de un Sistema Energetico en Crisis

MUNDO. Consumo de Petroleo e Indice Stres Hidrico

La Arritmia de la Producción Petrolera Venezolana

Por: Nelson Hernández

En Venezuela, la producción de petróleo ha pasado por altos y bajos muy marcados. No ha sido posible el mantener una producción cuasi estable en el periodo 1965 – 2024. Pasando por la máxima producción histórica de 1970 con 3754 kBD (miles de barriles diarios) hasta niveles muy bajos de 665 kBD en el 2021, muy similar a la ocurrida en 1941 de 621 kBD. Matemáticamente esa declinación de la producción, equivale a una disminución cada año de 56 kBD en el periodo 1970 – 2024.

La grafica a continuación refleja esa historia, donde la producción está representada por la linea azul y cuyos valores se leen en el eje Y de la derecha; y las variaciones en periodos de 10 años se muestra en columnas de color verde y se leen en el eje Y de la izquierda.

 

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Entre 1970 – 1985 la producción muestra una marcada declinación. Pasando de 3754 kBD a 1744 KBD. Es decir, una disminución de 2010 kBD. Tal disminución está recogida en las variaciones anuales para las décadas 65 - 75 y 76 – 85, de 108 y 68 kBD, respectivamente.

La década 1986 – 2005, se caracteriza por un crecimiento sostenido con promedios anuales de 121 kBD para la primera década y 34 kBD para la segunda.

Las dos últimas décadas, muestran una desaceleración de la producción. Para la primera década la declinación es de 44 kBD promedio anual, y en la segunda el declive es pronunciado con valores promedios de 212 kBD.

La imagen a continuación resume las razones principales asociadas a las variaciones de producción

A partir de los registros históricos de variación productiva por década, se observa que los incrementos sostenidos en la producción petrolera venezolana han estado acotados por un límite técnico y estructural de expansión anual.

En ningún período histórico se registra una tasa de aumento de potencial superior a 125 mil barriles diarios (kBD) por año, incluso en fases de máxima inversión y estabilidad geopolítica. Considerando este techo operativo, y suponiendo condiciones óptimas no replicadas en el entorno actual, el crecimiento proyectado durante una década completa no podría superar los 1250 kBD sin incurrir en supuestos técnicamente irreales.

La grafica a continuación presenta un conjunto de escenarios con base a la estadística histórica de producción, teniendo como producción base 900 kBD para finales de 2025.

Un escenario conservador con una expansión o incremento de producción de 50 kBD; con el escenario realista (100 kBD), óptimo histórico (150 kBD) y el extrapolado (300 kBD).

 

 

 

Por ende, propuestas que sugieren alcanzar niveles de producción de 3000 kBD en un horizonte de 10 años deben evaluarse bajo criterios de factibilidad técnica, capacidad de inversión acumulada, disponibilidad de reservas explotables, y tasa de recuperación física del parque operativo.

En este sentido, cualquier escenario de crecimiento debe construirse sobre la base de una tasa de recuperación plausible, alineada con las capacidades físicas del sistema, el entorno macroeconómico, el acceso a tecnología y capital, y la evolución geopolítica.

Las proyecciones desproporcionadas no solo comprometen la credibilidad del análisis energético, sino que también distorsionan la planificación estratégica del país frente a su transición energética.

En conclusión, del análisis estadístico tenemos:

• Dos décadas iniciales negativas (65‑85): Venezuela no logra despegar pese al boom petrolero global, en parte por restricciones de mercado y transición institucional.
• Dos décadas positivas (86‑05): la apertura y la inversión extranjera permiten un ciclo de expansión y el 2do. pico histórico.
• Últimas dos décadas negativas (06‑24): declive estructural, primero lento y luego colapso acelerado.

La historia no es lineal, sino cíclica: dos décadas de frustración, dos de auge, una de estancamiento y una de colapso.

Esta arritmia de la producción permite inferir que el modelo estatal y rentista se agoto, por lo cual debe dársele paso a un modelo distinto, con la participación privada en todas las fases de la industria petrolera: Un modelo similar al concesionario, ya aplicado en el país desde 1914 hasta 1975.

El modelo concesionario abre la ventana para un incremento en la producción petrolera, y cuyo nivel o limite, es aquel que establezcan los privados en función de las inversiones a realizar dentro de un marco ganar – ganar para el país y el inversionista. 

Oportunidades de Inversión en la Industria Petrolera Venezolana

Por: Nelson Hernández

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Contexto

Las proyecciones de la EIA muestran una disminución gradual de la producción de petróleo no convencional en USA, (particularmente tight oil onshore) en las próximas décadas. Esta tendencia amenaza con reducir la autosuficiencia energética de USA y aumentar la dependencia de importaciones en un entorno global cada vez más competitivo.

En este escenario, Venezuela emerge como un socio estratégico natural: posee las mayores reservas probadas de crudo del mundo, una infraestructura petrolera subutilizada y una necesidad urgente de capital, tecnología y mercados estables.

Ventajas Competitivas de Venezuela

• Reservas abundantes y diversificadas: Más de 300 Giga barriles (GB), con crudos pesados y extrapesados que pueden complementar la declinación del shale estadounidense.
• Proximidad geográfica: Costos logísticos reducidos y tiempos de transporte más cortos en comparación con Medio Oriente o África (nearshoring).
• Infraestructura existente: Refinerías, oleoductos y terminales que requieren modernización, pero que ofrecen una base sólida para una rápida recuperación.
• Necesidad de inversión externa: Abre espacio para esquemas de asociación público-privada, contratos de servicio y empresas mixtas con condiciones favorables para capital extranjero. Las inversiones se vislumbran en el up, médium y down stream.

Beneficios Estratégicos para USA

• Diversificación del suministro: Reducir la exposición a mercados inestables y garantizar un flujo confiable de crudo hacia refinerías del Golfo de México.
• Estabilidad regional: La cooperación energética puede contribuir a la recuperación económica venezolana, reduciendo presiones migratorias y fortaleciendo la seguridad hemisférica de una forma integral.
• Ventaja competitiva global: Asegurar acceso preferencial a reservas estratégicas en un momento de transición energética, donde la seguridad de suministro sigue siendo crítica.

Conclusión

La caída proyectada de la producción estadounidense exige acciones proactivas de diversificación. Invertir en Venezuela no es solo una oportunidad económica, sino una decisión estratégica que puede compensar la declinación interna, reforzar la seguridad energética de USA y abrir un nuevo capítulo de cooperación hemisférica.

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VENEZUELA. Evolución del Sector Eléctrico (1985 – 2024)

 Por: Nelson Hernández

• No se trata de añadir más megavatios termicos, sino de recuperar los que ya existen y complementar con renovables donde sea más eficiente.

En la actualidad el sector eléctrico presenta un franco deterioro después de haber sido referencia a nivel mundial y Latinoamericano. Un sistema que cuenta con una fuerte capacidad hidroeléctrica, teniendo dentro de su  infraestructura al Gurí, una de las mayores represas del mundo,  ocupando el  4to. lugar con sus 10000 MW de potencia.

Aunado a lo anterior, Venezuela cuenta con una infraestructura termoeléctrica alimentada con hidrocarburos (gas, diesel y fuel oíl) que ronda los 18955 MW, para un total en el 2024 de 35000 MW[1]

Sin embargo,  con esa capacidad de generación, el país sufre de una crisis eléctrica severa que se traduce en continuos apagones a nivel nacional. La crisis es recogida en el grafico a continuación.

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La grafica abarca un periodo de análisis de 1985 – 2024, y está compuesta por:

• Una linea de color anaranjado que pertenece a la capacidad total instalada de generación eléctrica
• Una linea de color verde que representa la demanda máxima del sistema más un 30 % (Dmax+30). El margen del 30 %  es una norma prudencial usada en la industria eléctrica cuando la indisponibilidad es incierta. En Venezuela, dadas las vulnerabilidades presentes, es un estándar defensivo apropiado para conocer la resiliencia del sistema y poder garantizar la continuidad del suministro eléctrico.
• Una linea morada que muestra la capacidad operativa (CO) del sistema
• Una linea azul (que se lee en el eje Y derecho), y que pertenece a la capacidad operativa expresada en porcentaje
• El área entre las líneas de la capacidad total y capacidad operativa, corresponde a la capacidad no operativa (CNO)
• El área entre las líneas de Dmax+30 y la capacidad operativa, representa la resiliencia del sistema eléctrico

Por otra parte, para una mejor comprensión de la evolución del sistema eléctrico nacional (SEN), el periodo de análisis se ha dividido en 3 fases o etapas. A continuación las características de estas:

·         Fase I — Expansión hidráulica y estabilidad (1985 – 2002)

• Eficiencia alta: % operativo creciendo hacia 70–80 %, lo sugiere un parque con buena disponibilidad y mantenimiento.
• Cobertura con margen: CO ≥ Dmax+30% en gran parte del periodo implica continuidad del suministro con baja probabilidad de racionamientos.
• Balance hidro - térmico: Dependencia hidráulica sostenida pero con térmico funcional; transmisión sin cuellos críticos recurrentes.

·         Fase II — Saturación y vulnerabilidades emergentes (2003 – 2014)

• Instalada crece, operativa desacopla: La capacidad total sigue subiendo, pero el % operativo empieza a ceder: señal de indisponibilidad creciente (mantenimientos diferidos, combustibles).
• Margen estrechándose: Intermitentemente CO < Dmax+30%, el colchón de resiliencia se reduce; el sistema se vuelve más sensible a contingencias N-1. Presencia de apagones consuetudinarios se inician en el 2004
• Preludio de caída: Pequeñas inflexiones anticipan el stress del SEN que se materializa en Fase III.

·         Fase III — Caída operativa y recuperación selectiva (2015 – 2024)

• Descenso abrupto de CO y % operativo: Mínimos cercanos a 45 % de CO indican indisponibilidad masiva.
• Coexistencia crucial: Los apagones se intensifican, tanto en intensidad como en como en duración. Ocurre el gran apagón nacional (07- 03-2019).
• Rebote parcial: Recuperación hacia 60 % de CO que sugiere mejoras en mantenimiento/insumos, pero sin volver a la robustez histórica. El margen sigue frágil en eventos de punta o hidrología adversa.

Inferencias analíticas y lecturas estratégicas

De la grafica se obtiene lo siguiente:

• Capacidad instalada no es garantía: El indicador determinante es CO vs Dmax+30%. El gráfico lo evidencia perfectamente.
• Elasticidad de la demanda y reconfiguración del pico: La caída de  Dmax+30% en Fase III refleja una caída de la actividad económica y/o gestión de la demanda. No confundir alguna “resiliencia por menor demanda” con recuperación estructural.
• Cuellos de disponibilidad, no de potencia nominal: El descenso del % operativo apunta a causas técnicas/insumo-transmisión más que a falta de capacidad nominal. El foco de políticas públicas debe ser disponibilidad y confiabilidad.
• Resiliencia condicionada: Donde CO ≥ Dmax+30%, hay oportunidad de estabilizar servicio y reconstruir confianza. Donde CO < Dmax+30%, priorizar rehabilitación y gestión de contingencias para evitar racionamiento.
• Ventanas de oportunidad: La recuperación selectiva sugiere que un paquete bien dirigido (mantenimiento crítico, combustible seguro, N-1 en transmisión) puede convertir años venideros con cobertura plena.

Implicaciones operativas y de política

Resolver la crisis eléctrica requiere de un conjunto de acciones holísticas de políticas públicas, operativas y tecnológicas, donde debe dársele prioridad a la participación del sector privado en todas las fases que conforman a la industria eléctrica. Dentro de estas se mencionan las siguientes:

• Priorizar disponibilidad sobre nueva capacidad: Rehabilitar unidades y asegurar combustible gas tiene inmediatamente mayor retorno económico y  tecnológico que añadir MW nominales. La recuperación sostenible depende más de la disponibilidad de combustibles y líneas de transmisión, que de nuevos MW.
• Gestión de contingencias y N-1: Asegurar que el sistema resista la pérdida de una gran unidad/corredor sin caer por debajo de Dmax+30%.
• Mantenimiento y repuestos críticos: Actualizar programas de mantenimiento diferido e inventario de  repuestos para sostener el % operativo >60–70%.
• Plan de combustible y despacho económico realista: Contratos firmes de suministro de gas/diésel que reduzcan la indisponibilidad termoeléctrica.
• Generación con renovables: Explorar la factibilidad técnica – económica de instalación de capacidad nueva en renovables para áreas aisladas o necesidades puntuales de la industria cibernética

Conclusión

El recorrido histórico del sistema eléctrico venezolano revela una paradoja estructural: poseer una de las infraestructuras más robustas de América Latina no garantiza estabilidad ni continuidad del servicio. La gráfica presentada —con sus fases, márgenes y brechas— ilustra con claridad que la potencia instalada es solo una parte del relato. Lo que verdaderamente define la resiliencia del sistema es la capacidad operativa disponible frente a la demanda máxima más un margen prudencial.

La caída del porcentaje operativo en la Fase III no solo refleja fallas técnicas o logísticas, sino también una pérdida de confianza en la gobernanza del sistema. El gran apagón de 2019 no fue un evento aislado, sino el síntoma visible de una fragilidad acumulada. Sin embargo, el rebote parcial hacia 2024 sugiere que hay ventanas de oportunidad: con mantenimiento dirigido, combustible seguro y gestión de contingencias, es posible reconstruir cobertura plena.

En este contexto, las energías renovables emergen no solo como complemento, sino como alternativa estratégica. En zonas aisladas, industriales o vulnerables, instalar capacidad solar o eólica puede ser más viable —económica y logísticamente— que rehabilitar unidades térmicas obsoletas o dependientes de combustibles escasos. Además, su modularidad y tiempos de implementación reducidos permiten reforzar la resiliencia territorial sin esperar grandes obras. Un sistema eléctrico sostenible no se define por una sola fuente, sino por su capacidad de adaptarse, diversificarse y garantizar continuidad bajo incertidumbre.

Esta retrospectiva invita a repensar las prioridades. No se trata de añadir más megavatios termicos, sino de recuperar los que ya existen y complementar con renovables donde sea más eficiente. La planificación debe centrarse en disponibilidad, confiabilidad y calidad del servicio. En ese sentido, el uso del indicador Dmax+30% como umbral estratégico es más que una fórmula técnica: es una herramienta de política pública que comunica urgencia, vulnerabilidad y posibilidad.

El sistema eléctrico venezolano puede volver a ser referencia, pero solo si se reconoce que la resiliencia no se mide en capacidad instalada, sino en capacidad disponible. La diferencia entre ambas es donde se juega el futuro energético del país.

 

 

 

 

 

ANEXOS

(Ver Grafico mas Grande)

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[1] La capacidad hidroeléctrica no incluye la de la represa de Tocoma de 2160 MW (en construcción). Por otra parte, la capacidad hidroeléctrica en el occidente del país de 625 MW está incluida en el total nacional.

Venezuela. Taladros Vs. Producción de Petróleo

 

Por: Nelson Hernández

A nivel global, en la industria petrolera hay una máxima de gran cumplimiento: A mayor numero de taladros mayor producción de petróleo.

(Ver Grafico Mas Grande)

En el caso venezolano esa máxima ha dejado de cumplirse, tal como lo refleja la grafica que muestra la producción de petróleo y el número de taladros activos para el periodo 1982 – 2024.

En Venezuela, más taladros no siempre significan más producción porque la relación está mediada por factores de calidad de yacimientos, estado de la infraestructura, gestión operativa y contexto político-económico.

Las razones principales para que esa correlación se rompa, entre otras, son:

• Declinación natural de los yacimientos
• Muchos campos maduros en Venezuela (especialmente en el oriente y occidente) han entrado en fases de declinación.
• Aunque se perforen más pozos, la productividad por pozo es mucho menor que en décadas anteriores.
• Productividad heterogénea de los pozos
• No todos los taladros perforan en zonas de alto potencial.
• En la Faja del Orinoco, por ejemplo, los pozos requieren técnicas de mejoramiento (upgrading, dilución, inyección) para producir crudos extrapesados, lo que limita la eficiencia de cada taladro.

·         Infraestructura deteriorada

•  Oleoductos, estaciones de flujo, mejoradores y refinerías han sufrido años de desinversión.
• Aun si se perforan pozos, la capacidad de evacuar, procesar y exportar el crudo está restringida.
• Limitaciones tecnológicas y de servicios
• La industria de servicios petroleros (Halliburton, Schlumberger, etc.) redujo operaciones en el país. Esto afecta la disponibilidad de equipos de completación, fractura, bombeo y mantenimiento.
• Gestión y entorno institucional
• Sanciones internacionales y restricciones financieras han limitado la importación de diluyentes, repuestos y tecnología.
• La falta de transparencia y planificación estratégica reduce la eficiencia de la perforación.

·         Producción sin taladros activos

• Entre 2020 y 2023, hubo periodos con cero taladros activos, pero la producción se sostuvo parcialmente gracias a reacondicionamientos menores (RA/RC) y trabajos de reparación sin perforación. Esto explica por qué la curva de producción no cae exactamente al ritmo de la curva de taladros.

Del grafico se desprende que:

• Hasta finales de los 90 (Etapa I): la correlación era más clara, pues nuevos taladros en campos convencionales generaban aumentos directos de producción.
• 2000–2015 (Etapa II): la producción se mantuvo relativamente alta con fluctuaciones, pero ya no crecía proporcionalmente al número de taladros.
• 2015 en adelante (Etapa III): colapso simultáneo de taladros y producción, aunque la caída de producción fue más lenta gracias a trabajos menores y pozos previamente perforados.

Conclusión

La aparente “desconexión” entre taladros y producción en Venezuela se debe a una combinación de yacimientos maduros, pozos menos productivos, deterioro de infraestructura, restricciones tecnológicas y factores políticos. En otras palabras, no basta con tener más taladros: se requiere un ecosistema operativo y de servicios que convierta esas perforaciones en barriles efectivos.

 

 

 

 

 

 

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VENEZUELA. Consumo de Energía Per Cápita

 

VENEZUELA. Consumo de Energía Per Cápita

Por: Nelson Hernández

 

La gráfica de consumo de energía per cápita en Venezuela entre 1965 y 2025 revela varias capas de interpretación estratégica, histórica y prospectiva.

Tendencias Generales

• Crecimiento sostenido (1965–2005):
  El consumo energético per cápita aumentó de forma constante durante cuatro décadas, reflejando expansión industrial, urbanización, y subsidios energéticos. Este período coincide con el auge petrolero y la consolidación de infraestructura energética.
• Pico histórico (2005–2012):
  El máximo consumo se da en años de bonanza petrolera y gasto público elevado. Esto sugiere una alta elasticidad entre ingresos fiscales y demanda energética, especialmente en sectores residenciales y transporte.
• Declive abrupto (post-2013):
  La caída pronunciada indica una contracción económica severa, deterioro de servicios públicos, migración masiva y pérdida de capacidad industrial. Es un reflejo directo de la crisis estructural del país.
• Inicio de recuperación (2020–2025):
  Aunque leve, el repunte sugiere estabilización parcial, quizás por reactivación de sectores específicos, electrificación rural, o mayor eficiencia en el uso energético. También puede reflejar un cambio en la matriz energética o en patrones de consumo.

Lecturas Estratégicas

• Indicador de bienestar y capacidad productiva:
  El consumo per cápita energético está estrechamente ligado al PIB per cápita, calidad de vida y acceso a servicios. Su caída implica retroceso en todos esos frentes.
• Brecha regional:
  Comparado con países vecinos, Venezuela pasó de estar por encima del promedio latinoamericano a quedar rezagada. Esto puede usarse para ilustrar pérdida de competitividad energética.
• Potencial de recuperación:
  El bajo consumo actual también representa una oportunidad: hay margen para crecimiento sostenible si se rediseña la matriz energética, se moderniza la infraestructura y se atrae inversión.