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.
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 suinfraestructura al Gurí, una de las mayores
represas del mundo, ocupando el4to. 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.
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%. Elgráfico
lo evidencia perfectamente.
Elasticidad
de la demanda y reconfiguración del pico: Lacaída deDmax+30% en Fase IIIrefleja unacaída 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-1en 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.
[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.
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
areacondicionamientos
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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