Breve Análisis de la Crisis Energética en Venezuela (1950 - 2025)

 Por: Nelson Hernández

Las gráficas a continuación no son solo acumulaciones de datos estadísticos; son la radiografía de un colapso sistémico. Venezuela, un país que durante décadas fue el faro energético de la región, muestra hoy una brecha abismal entre su potencial teórico y su realidad operativa.

 

El Ascenso y la Cúspide (1950 - 2013)

Durante la segunda mitad del siglo XX, Venezuela mantuvo una correlación casi perfecta entre el crecimiento económico y el consumo de energía. Como se observa en la primera gráfica, el consumo total de energía primaria creció de forma sostenida desde 1965, alcanzando su pico histórico en 2013 con 3.16 Exajulios (EJ).

En este período, la matriz energética era robusta y diversificada:

• El Petróleo y el Gas: Sostenían no solo la exportación, sino un mercado interno subsidiado que impulsaba la economía.
• Hidroelectricidad: La segunda gráfica muestra cómo la generación eléctrica escaló desde mediados del siglo pasado hasta un máximo de 122 TWh en 2009. La apuesta por el Bajo Caroní (Guri, Caruachi, Macagua) convirtió a Venezuela en un modelo de energía limpia para la época.

El "Frenazo" y la Caída Libre

El año 2009 marca un punto de inflexión crítico en la generación eléctrica (Gráfica 2). Es el inicio de lo que se ha denominado el "Frenazo". A pesar de que el consumo de energía total siguió subiendo un poco más hasta 2013 (Gráfica 1), la infraestructura eléctrica ya empezaba a mostrar signos de agotamiento por falta de mantenimiento e inversión.

A partir de 2014, el desplome es dramático. La zona rosa en ambas gráficas, etiquetada como "Crisis Económica", ilustra una contracción sin precedentes:

• Consumo de Energía: Entre 2013 y 2020, el consumo cayó de 3.16 EJ a niveles cercanos a los de finales de los años 80 (aprox. 1.5 EJ).
• Generación Eléctrica: La oferta real se estancó y retrocedió, cayendo de los 122 TWh (2009) a unos  104 TWh en el 2025, pasando por un mínimo de 80 TWH en el 2019.

Lo irónico es que, en un país con las mayores reservas de petróleo del mundo, el componente de hidrocarburos en la generación eléctrica (fuel oíl y diesel) se volvió errático y costoso, lo que aunado al deterioro de la infraestructura eléctrica han dejado al país en una dependencia extrema y vulnerable de la hidroelectricidad.

La Brecha de la Desaceleración (El costo de la oportunidad)

El dato más revelador de las gráficas es la zona sombreada en naranja/verde brillante titulada "Desaceleración". Esta área representa el "lucro cesante" energético: lo que Venezuela debería estar consumiendo y generando si hubiera mantenido su ritmo de crecimiento histórico.

• Para 2025, el potencial de generación eléctrica debería ser de 231 TWh, pero la realidad se sitúa en menos de la mitad (104 TWh).
• En consumo total de energía, la brecha es similar: un potencial de 4.76 EJ frente a una realidad de 2.16 EJ.

Esta diferencia no es solo un número; representa la crisis económica – social por la que atraviesa el país, que se traduce en una calidad de vida que retrocedió décadas.

Conclusión: Un Sistema en "Modo Supervivencia"

Las gráficas concluyen que Venezuela ha entrado en una fase de estabilización en el foso. Si bien entre 2020 y 2025 se observa una leve recuperación en el consumo de gas y petróleo (Gráfica 1), esta es marginal comparada con la pérdida estructural sufrida.

La crisis energética venezolana no fue producto de una falta de recursos naturales, sino de una descapitalización del sistema. El país pasó de ser un exportador de energía neta a un sistema que no puede satisfacer ni la mitad de su demanda potencial. Sin una inversión masiva que logre cerrar la brecha de la "Desaceleración", cualquier intento de recuperación económica sostenible en Venezuela encontrará un techo de cristal insuperable: la falta de energía para mover al país.

VENEZUELA. Calculo de la Regalía para evitar la discrecionalidad del Ejecutivo

 

VENEZUELA. Producción de Petróleo, Pozos Activos y Productividad por Pozo (2000 – 2025+)

TOP15. Los videos mas vistos en canal YouTube VideoNelson (2025)

MUNDO. Consumo de Petroleo e Indice Stres Hidrico

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.

 

 

 

 

 

 

Los Fosiles en el Contexto de la Transicion Energetica

 

50 años de la Nacionalizacion de la Industria Petrolera Venezolana (Foro de Analitica)

Resultados Encuesta sobre Percepcion de la Industria Petrolera Venezolana (Jul 2025)

La Crisis Energetica Venezolana en Graficos

VENEZUELA. La Crisis en forma grafica

 Por: Nelson Hernandez

La gráfica a continuación, muestra la evolución de 6 variables macro económicas que reflejan la actual crisis social, política y económica en el cual se encuentra el país.

 ( Navegue en la gráfica. Utilice el filtro, parte izquierda superior, para visualizar los gráficos más grandes  .... O haga clic en AQUI ) )

Son casi ¾ de siglo de un ir y venir. Subidas y bajadas de la producción de petróleo y de precios, que cuando estos últimos están “altos” la bonanza llega, para luego caer nuevamente en el estadio de las “vacas flacas”. La política petrolera en general, ha sido una política de precios a través de la limitación de la producción (Política OPEP – Cuotas de Producción). Muchos analistas piensan que esto no ha sido un beneficio para el país, ya que ha limitado, sobre todo, el desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco.

A continuación algunos TIPS que se desprenden de la gráfica:

• La mayor producción de petróleo de Venezuela, se alcanzo en el año 1970 con 3,7 MBD. Para ese mismo año, la cesta petrolera era de 1.84 $/B, lo que condujo a un desaprovechamiento de ese nivel de producción motivado al bajo precio señalado.
• Por otra parte, en el año 2012, se alcanza el máximo histórico en cuanto al precio de la cesta petrolera venezolana de 103,42 $/B. para ese mismo año la producción se situó en 3.03 MBD.
• Un índice importante, es el de producción de petróleo por habitante (B/Hab). Su máximo histórico se alcanzo en el año 1957 con 139 B/Hab. A partir del año 1972, se inicia su declive situándose en el 2020 su mínimo histórico de 7.2 B/Hab. Una explicación lógica es que el aumento de la población no fue acompañado con un aumento en la producción de petróleo.
• Como complemento al índice anterior este el de ingreso por habitante asociado a cada barril producido. Este índice muestra que mientras hubo precio, no importa el volumen. El descalabro ocurre en el 2012, cuando no hay precio que pueda soportar la caída de producción o viceversa. Todo esto se ve reflejado en la gráfica del PIB.
• Por otra parte, aunque Venezuela no fija precio per se, se observa que posterior al embargo petrolero a occidente en 1973, por países OPEP, el precio de la cesta petrolera nunca más bajo del nivel de 3 $/B. Cabe señalar que motivado a ese embargo, Occidente respondió con: la creación de la Agencia Internacional de la Energía (IEA), las reservas estratégicas de petróleo y estrategias para incrementar la seguridad su energética, especialmente el G7.

En resumen, la política petrolera, sobre todo en los últimos años, no ha sido la más acertada. Los ingresos petroleros no han podido soportar el financiamiento de las necesidades de la población, llevándola al estado de pobreza en el que se encuentra. Esta visión debe ser cambiada, por lo cual urge crear “riqueza” distinta a la renta petrolera, requiriéndose ideas que conlleven a proyectos de inversión productiva.

B = Barriles

VENEZUELA. Sin Taladros, NO HAY POTENCIAL

 Por: Nelson Hernández

• Venezuela para alcanzar un potencial sostenible de 1.0 MBD, necesita tener 17 taladros activos. En la actualidad solo tiene 2.

El inicio y la continuidad de la producción de petróleo, tiene su núcleo productivo en la perforación y rehabilitación de los pozos de hidrocarburos (petroleros y gasíferos).

En la industria de los hidrocarburos la producción está asociada a un potencial. Entendiéndose por este la capacidad de producir un volumen en un tiempo determinado (día, mes, año). Por eso al decir que la producción baja o sube, en el fondo lo que sucede es que el potencial baja o sube. En la generalidad de los casos, la producción es igual al 95 % del potencial. Esa diferencia porcentual es la que permite que la producción se mantenga “constante o sostenible” en un tiempo establecido. En otras palabras, es el colchón que se utiliza para compensar las salidas, programadas o no, de los pozos productores.

                                                 

Por razones físicas del yacimiento (caída de presión, restricciones de flujo, etc.) o por razones mecánicas del pozo (falta de electricidad, daño de bombas, ausencia de las instalaciones de superficie y de las del interior del pozo, etc.) o por indisponibilidad de equipos de infraestructura conexos con el pozo,  el potencial se ve afectado negativamente, y por ende la producción. A esto se le conoce como Caída de Potencial.

 

La gráfica anterior muestra las diferentes opciones para generar y mantener el potencial de producción de hidrocarburos. La parte superior del grafico muestra  las actividades que incrementan sustancialmente el potencial (perforación y RA/RC). Estas tienen una característica común, y es que se necesita taladro para realizarlas.

  (https://plumacandente.blogspot.com/2016/10/evaluacion-economica-perforacion.html)

Desde el año 2012, Venezuela ha experimentado una caída en la producción de petróleo, hasta llegar a niveles de 0.73 MBD en el año 2023. Es decir, una caída de 2.3 MBD.

 

Como ya se ha mencionado, el mantenimiento o aumento del potencial está muy ligado a la disponibilidad de taladros. La grafica a continuación muestra esa relación: Numero de taladros activos[1] y producción de petróleo para Venezuela.

 

Es de aclarar que aun cuando no hay taladros activos desde Dic2020 a Feb2023, el nivel de producción mostrado estaría asociado a las actividades de trabajos menores y RA/RC sin taladro, los cuales, generalmente, mantienen potencial. De allí que la producción en los últimos 24 meses se ha mantenido dentro de un rango de 0.65 y 0.73 MBD, es decir, una meseta promedio de 0.7 MBD.

Por otra parte, una regresion estadistica, nos indica que existe una fuerte correlacion entre ambas varibles (R^2 = 0.985), y que la misma viene expresada por:

Produccion (MBD) = 0.4746 +  0.0312 * #Taladros

Utilizando la ecuación indicada, podemos determinar que para mantener un potencial sostenido anual de 1.0 MBD, es necesario tener 17 taladros activos durante dicho periodo, y 50 taladros para 2.0 MBD.

Finalmente, Si no hay taladros activos, el potencial de producción de petróleo tiende a cero, y eso es lo que ha ocurrido en Venezuela.

ANEXO (tomado de Baker Hughes)

Taladros Hidrocarburíficos Activos

• Las cifras de taladros  de hidrocarburos de Baker Hughes International es un censo mensual de los que se encuentran activos, explorando para/o desarrollando volúmenes de petróleo y/o gas fuera de Norte América (USA + Canadá)
• Baker Hughes define como un taladro activo aquel que esté realizando operaciones de perforación en un determinado pozo.
• Para que un taladro este activo se deben cumplir las siguientes condiciones:
• El taladro debe estar perforando (girando hacia la derecha)
• La actividad debe haberse realizado durante la mayor parte de la semana (4 días de 7)
• El taladro debe estar trabajando en un pozo que sea un consumidor importante de de productos y servicios petroleros
• El taladro que realice otras operaciones de pozos (cementación, registros de pruebas, etc.) o cualquier otra actividad de recuperación no relacionada con la perforación, o de otro tipo, no se contabiliza como activo durante esa parte de la operación.
• De manera similar, los equipos que están en tránsito de un pozo a otro, o los equipos que están apilados, no se contabilizan como taladros activos.
• Baker Hughes contabiliza los taladros activos en cada país, ya sea que estén usando o no servicios Baker Hughes.
• La contabilidad de las plataformas activas se publica mensualmente y representa el promedio de la contabilidad semanal, realizada por personal de Baker Hughes.

 

---

[1] Bakers Hughes,  desde Dic2020 a Feb2023 (37 meses) no reporto taladros activos en Venezuela. Actualmente, Nov2023 reporta 2 taladros activos.

Venezuela. Los Principales Campos de Hidrocarburos

 Por: Nelson Hernández

• 16 campos  poseen el 60.5 %  (24.4 GB) del total país en reservas de petróleo y el 58.8 % (75.3 TPC) en lo atinente a las reservas totales de gas asociado.

Venezuela, es nombrada como el país con mayores reservas  de petróleo a nivel mundial y el octavo en reservas de gas. Ahora bien, donde están ubicadas esas reservas?. …Y la respuesta la da este documento.

Para efecto del análisis se tomaran las reservas de hidrocarburos al año 2017, por ser este año el último en cifras oficiales publicadas. Por la caída de producción de petróleo y gas, ocurridas a partir del 2010, se pueden extrapolar al día de hoy sin tener mayor diferencia con la realidad volumétrica de las reservas al año 2023.

Excluyendo los crudos extrapesados que se encuentran en mayor proporción en la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO), en Venezuela existen 239 campos contentivos de petróleo y gas asociado: 171 en el oriente y 68 en el occidente. Estos campos tienen reservas del orden de los 40.3 GB de petróleo (giga barriles) y 128 TPC de gas (tera pies cúbicos).

Una jerarquización de esos campos por los volúmenes de reservas de petróleo y de gas asociado, da como resultado que los primeros 16 campos son los mostrados en las graficas a continuación.

En el primero de los gráficos, su jerarquización está en función de las reservas de petróleo (eje de las abscisas, en forma acumulada). Y el segundo grafico jerarquiza las reservas de gas (eje de las X en forma acumulada, de mayor a menor).

A continuación algunos comentarios del análisis. A saber:

• De los 16 campos jerarquizados, 10 se ubican en la región oriental del país y 6 en la occidental.
• Estos campos poseen el 60.5 %  (24.4 GB) del total país en reservas de petróleo y el 58.8 % (75.3 TPC) en lo atinente a las reservas totales de gas asociado.
• El campo con mayores reservas de petróleo está ubicado en el occidente del país, correspondiéndole ese honor al campo Tía Juana con 4.95 GB. Le siguen, todos del occidente, y en este orden: Bachaquero (3.01 GB), Lagunillas (2.73), Urdaneta Oeste (2.20) y Boscán  (1.93). Estos totalizan 14.82 GB, equivalentes al 36.8 % del total nacional.
• En el oriente del país, el campo con mayores reservas de petróleo es Sta. Bárbara con 1.86 GB. Le siguen: Furrial (1.75), Melones (1.70) y Mulata (1.47).
• Cuando se jerarquiza por reservas de gas, el campo con las mayores reservas es Sta. Bárbara, ubicado en el oriente del país, con 21 TPC. Le siguen: Tía Juana (13.3), Pirital (7.5), Mulata (5.56) y Sta. Rosa (4.65). Estos 5 campos totalizan 52 TPC, equivalentes al 40.6 del total nacional.

 

Por otra parte, una jerarquización cruzada y ponderada arroja que el campo líder es Tía Juana, tal como lo refleja la grafica a continuación.

 

Otra manera de ver la clasificación de estos 16 campos venezolanos de hidrocarburos  se muestra en la grafica anterior. Ahora agrupados en cuadrantes en función de los volúmenes de reservas de petróleo y gas. Tía Juana es el único campo ubicado en el cuadrante I (+ petróleo, + gas). En el cuadrante II, está el campo Sta. Bárbara (- petróleo, + gas). En el cuadrante III (- petróleo, - gas), se ubican: Pirital, Mulata, Sta. Rosa, S. Joaquin, El Roble, Quiriquire, Furrial, Melones, Mata, Bloque VI Ceuta, Boscan y Urd. Oeste. En el IV cuadrante (+ petróleo, -  gas) están: Bachaquero y Lagunillas. Esta grafica puede ser vista en forma dinámica en: https://public.flourish.studio/visualisation/15421615/

Por otra parte, una jerarquización de los primeros 50 campos de hidrocarburos (21 % del total de campos) puede verse en forma dinámica en este link: https://public.flourish.studio/visualisation/15393306/. De esta clasificación, se desprende lo siguiente:

• Por simple coincidencia de jerarquización, 25 campos están ubicados en el Occidente del país y 25 en el oriente.
• Poseen 33.5 GB (83.1 % del total) de reservas de petróleo y 98 TPC (76.5 % del total) de reservas de gas.
• En el oriente del país se ubican 63.23 TPC de reservas de petróleo y 13 GB de petróleo
• En el occidente, se ubican 34.77 TPC de reservas de gas y 20.52 GB de petróleo

Finalmente, 189 campos (el resto para completar los 239) poseen 6.8 GB de reservas de petróleo y 30 TPC de reservas de gas asociado. Es de acotar, que en un escenario de apertura petrolera estos campos pudieran ser los primeros en ser ofertados al sector privado.