La industria petrolera venezolana enfrenta crecientes limitaciones eléctricas para sostener operaciones, refinación y expansión de producción
El pasado 7 de mayo el sistema registró un pico de demanda de 15.579 megavatios, que derivó en el apagón más reciente. La estatal atribuyó el evento a las altas temperaturas y un repunte en la demanda por un mayor acceso de la población a equipos de aire acondicionado.
"Para evitar los apagones, se recurre al racionamiento diario en todo el país, pero en especial en estados con actividad petrolera relevante como Zulia, Falcón y Monagas, afectando la actividad industrial y la calidad de vida", dijo Víctor Poleo, especialista en energía eléctrica y profesor de postgrado en la Universidad Central de Venezuela. Poleo integra el Grupo Ricardo Zuloaga, que estima el déficit actual en aproximadamente 3.000 megavatios entre generación y consumo pico.
El vínculo con la producción petrolera es directo: se necesitan 0,3 vatios por barril adicional producido por día. Para sumar 300.000 b/d a la producción actual hacen falta 300 MW adicionales — el equivalente al 50% del consumo de una ciudad del tamaño de Valencia.
"Los apagones oscurecen el panorama petrolero venezolano a corto plazo. Es muy diferente firmar acuerdos y alianzas que entrar en campo a sacar petróleo, una actividad que necesita energía eléctrica", señaló Poleo.
El contexto regulatorio ya lo anticipa
El borrador del Reglamento de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, reformada a finales de enero, que circula entre organizaciones gremiales y expertos del sector, incluye una disposición directa sobre este problema. El artículo 35 de la propuesta establece que las empresas operadoras —tanto en empresas mixtas con PDVSA como bajo Contratos de Actividades Primarias (CDAP)— "deberán asegurar el suministro continuo, confiable y suficiente de energía eléctrica para la ejecución de las actividades primarias, mediante esquemas de autogeneración o contratación con terceros, que aseguren su autonomía operativa, sin perjuicio de la interconexión con el Sistema Eléctrico Nacional". La regulación técnica quedaría en manos del Ministerio de Hidrocarburos. (Ver nota de PETROGUÍA: Transnacionales socias de PDVSA deberán autogenerar electricidad en campos petroleros)
En la práctica, la norma formaliza lo que el sector ya está negociando en campo. "Vinculadas directamente a la actividad petrolera hay una docena de instalaciones —unas han recibido algún mantenimiento, otras no— pero existen y se pueden reparar", dijo un contratista que realiza trabajos en Anzoátegui para una transnacional. "Todo requiere electricidad, hasta las tuberías necesitan sistemas de monitoreo automatizado, la extracción y el transporte por oleoducto hasta los terminales de embarque."
El déficit eléctrico figura entre las cuatro principales limitaciones identificadas en reuniones técnicas de la Cámara Petrolera de Venezuela y la Asociación Venezolana de Hidrocarburos.
Las metas de producción dependen del sistema eléctrico, no solo del capital
El gobierno interino ha fijado como objetivo elevar la producción a cerca de 1,4 millones de barriles diarios hacia finales de año, desde 1,1 millones b/d en abril. Desde la visita del Secretario de Interior y Energía de EE.UU., Doug Burgum, a Caracas el 4 de marzo, se han firmado ocho acuerdos y cartas de intención con empresas internacionales para aumentar producción y monetizar reservas de gas costa afuera. En enero, el presidente Trump se comprometió a gestionar 100.000 millones de dólares en inversiones para el sector energético venezolano.
Alcanzar la meta de producción "no debería ser tan difícil si se reparan varias plantas termoeléctricas y se hace el mantenimiento adecuado a la línea troncal de 765 kV" que transporta energía desde las centrales del Bajo Caroní hacia el resto del país, según Poleo. Esa línea, columna vertebral del sistema, opera en estado de fragilidad crítica y saturación.
El problema de fondo no es la inversión petrolera. "El país tiene un problema grave que requiere atención urgente, pues una reactivación modesta de la economía necesita combustibles, servicios, cemento, trabajadores en movimiento, y todo está atado a la disponibilidad eficiente de la electricidad", explicó Poleo.
Un agravante: las 13 plantas termoeléctricas más grandes del país — la mayoría fuera de servicio u operando muy por debajo de su capacidad — consumen unos 40.000 barriles por día de diésel eléctrico cuando funcionan, según estimaciones de PDVSA. Eso representa aproximadamente el 45% de la producción actual de ese combustible. Y el sistema de refinación opera por debajo del 30% de su capacidad.
La propuesta del Grupo Ricardo Zuloaga apunta a dos frentes: atacar a corto plazo los cuellos de botella en la transmisión desde el Guri, y recuperar a mediano plazo la generación que Venezuela necesitará para cualquier crecimiento real.
"Bienvenida la producción incremental de barriles y bienvenida también toda turbomáquina instalada o reparada por el capital petrolero internacional, para que en lugar de restarle megavatios al sistema interconectado, sean parte de la solución en un sistema que ya está sobrecargado", dijo Poleo.
Lo que el reglamento en borrador reconoce, y los operadores en campo ya saben, es que la autogeneración no es una opción de largo plazo: es la condición para operar hoy.
Autogeneración petrolera: activos eléctricos clave
Occidente: Bajo Grande aporta alrededor de 60 MW efectivos para Petroboscán, mientras Zulia 9 suma 50 MW mediante motogeneradores.
Faja y Oriente: El Furrial cuenta con 200 MW instalados; Petromonagas dispone de 18 MW para consumo interno del mejorador; Morichal aporta entre 25 y 45 MW efectivos para bombeo de Merey y diluentes.
Refinación: Josefa Camejo tiene 450 MW instalados para respaldo del CRP. Termocarabobo suma 680 MW instalados y es relevante para la estabilidad eléctrica de la región central.
Gas costa afuera: Juan Manuel Valdez fue proyectada con 350 MW para el CIGMA y desarrollos gasíferos en Sucre.
Fuentes: PDVSA, Corpoelec y estimaciones sectoriales.
El sistema eléctrico venezolano: lo que había y lo que queda
Capacidad instalada: pasó de 20.578 MW en 2004 a una capacidad teórica estimada entre 30.000 y 34.000 MW.
Generación real: en 2004 rondaba los 19.000 MW. Hoy se estima alrededor de 13.000 MW.
Demanda máxima: fue de 11.885 MW en 2004. El 7 de mayo de 2026 alcanzó 15.579 MW.
Déficit estimado: cerca de 3.000 MW frente al consumo pico.
Dato clave: sumar 300.000 barriles diarios de producción petrolera requeriría alrededor de 300 MW adicionales de capacidad eléctrica.
Fuentes: PDVSA, Corpoelec y estimaciones sectoriales.
PUBLICADO: 21 de mayo de 2026
