Primero los electrones.
La expansión petrolera en Venezuela enfrenta un límite que no está bajo tierra, sino en las redes eléctricas. ¿Cuánta electricidad requiere realmente PDVSA y a qué costo para el resto del país? Presento un análisis cuantitativo sobre la demanda de la IPN, el rol de la Faja y la necesidad urgente de integrar autogeneración y renovables en sus operaciones
La producción petrolera no depende solo de pozos, taladros e inversiones. También necesita electricidad continua. El modelo de consumo de la Industria Petrolera Nacional estima que su demanda pasó de 1.383 MW en marzo a 1.675 MW en septiembre de 2026, mientras el país sigue sometido a racionamientos.
La electricidad también pone un techo a la producción
La discusión sobre cómo recuperar la industria petrolera venezolana suele concentrarse en inversión, taladros, infraestructura y acceso a mercados. Pero hay una condición menos visible y decisiva: disponer de electricidad suficiente y confiable para producir, bombear, procesar y refinar crudo.
La electricidad que necesita la Industria Petrolera Nacional (IPN) no se consume solo en las refinerías. También alimenta equipos de producción, sistemas de bombeo, mejoradores y servicios auxiliares. Buena parte de estas operaciones funciona de manera continua y no puede ni debe interrumpirse con la misma facilidad que otros consumos.
Este análisis utiliza el modelo de consumo eléctrico de la IPN desarrollado por el autor y datos de producción y refinación publicados por OPEP Fuente Ssecundarias y Szabo-Pacheco. Los resultados son estimaciones de ingeniería, no lecturas directas de medidores de PDVSA o Corpoelec. Esa distinción es especialmente importante por la falta de información pública desagregada. La opacidad hace años es la norma en la IPN y en Corpoelec
1. La demanda eléctrica creció más que la producción
Entre marzo y septiembre de 2026, la producción petrolera pasó de 988.000 a 1.150.000 barriles diarios, un aumento aproximado de 16%. La refinación subió de 240.000 a 297.000 barriles diarios, cerca de 24%. En el mismo período, la demanda eléctrica estimada de la IPN aumentó de 1.383 a 1.675 MW: 292 MW adicionales, equivalentes a un crecimiento de 21%.
La demanda eléctrica creció más rápido que la producción porque no todos los barriles requieren la misma cantidad de energía y porque también aumentó el volumen procesado en las refinerías. La composición de la producción importa: el crudo extrapesado de la Faja del Orinoco exige más energía por barril que el crudo convencional.
2. La Faja explica buena parte del aumento
La descomposición del modelo atribuye aproximadamente 162 MW —alrededor de 55% del aumento total— a la mayor actividad de la Faja del Orinoco. Los servicios y otros usos aportan unos 67 MW, y la refinación alrededor de 58 MW. Los cambios en Occidente y Oriente tienen un efecto menor en el balance agregado.
3. Un sistema eléctrico sin margen margen
La demanda máxima del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), correspondiente al 18 de septiembre de 2026, según dato oficial de Corpoelec alcanzó los 16.030 MW. Según cálculos del energista Nelson Hernández, la generación base estable se ubicó en 12.415 MW; se agregan 500 MW de energía administrada y 3.115 MW de racionamiento de punta. Estas tres últimas cifras son estimaciones de Hernández, no mediciones oficiales desagregadas.
La suma arroja 3.615 MW de racionamiento estimado, alrededor de 22,6% de la demanda máxima. Debe leerse como una aproximación de la brecha en la hora de mayor demanda, no como un balance exacto de energía diaria: la demanda máxima es un valor puntual y la generación base se presenta como un promedio estable.
Aun con esa cautela, la comparación permite dimensionar el problema. La demanda de la IPN estimada para septiembre —1.675 MW— equivale a cerca de 13,5% de la generación base estimada del SEN y a 46% del racionamiento total indicado en la lámina. Son comparaciones de escala, no prueba de que toda la carga petrolera sea atendida por la red ni de que la IPN cause ese déficit.
4. ¿Cuánta electricidad podría aportar la propia industria?
No existe información pública suficiente para determinar cuánta electricidad genera hoy la IPN por sus propios medios y cuánta recibe del SEN. Por eso, en lugar de presentar una cifra desconocida como un hecho, el modelo examina tres escenarios de autogeneración: 150, 300 y 450 MW de capacidad nominal.
Para estimar la potencia que realmente estaría disponible, se aplica un factor de disponibilidad FD de 75%. Bajo ese supuesto, la autogeneración entregaría 112,5, 225 o 337,5 MW, respectivamente. El resto tendría que cubrirse con el SEN, si no hay otras fuentes netas relevantes.
Incluso en el escenario alto, la generación propia cubriría cerca de una quinta parte de la demanda estimada de la IPN. Estos resultados no prueban cuál es la situación real de PDVSA: muestran cuánto cambia el balance según el nivel de autogeneración. Medir o documentar esa capacidad operativa es una de las tareas pendientes más importantes.
5. ¿Cuántos megavatios requieren los barriles?
El modelo permite traducir la electricidad a una magnitud más familiar para la industria. Con la mezcla de producción y refinación observada en septiembre, cada 1.000 MW de potencia firme equivaldrían a la electricidad necesaria para sostener aproximadamente 690.000 barriles diarios de actividad petrolera, bajo los supuestos utilizados.
Si el crecimiento adicional procede principalmente de la Faja, la relación cambia. Cada 100.000 barriles diarios adicionales de crudo de la Faja requieren unos 139 MW para producirlos. Si se refina una proporción semejante a la observada en septiembre, la necesidad total aumenta a unos 173 MW por cada 100.000 barriles diarios adicionales.
No se trata de una regla universal: el resultado depende del tipo de crudo, de los procesos utilizados y de cuánto se refine dentro del país. Pero el orden de magnitud es útil para planificar. La expansión petrolera necesita sin duda alguna un presupuesto eléctrico, igual como necesita financiamiento, diluyentes, agua, transporte y capacidad de procesamiento.
6. ¿La continuidad petrolera se sostiene a costa de otros usuarios?
Entre marzo y septiembre, mientras persistían los cortes eléctricos, la demanda estimada de la IPN aumentó 292 MW y la producción petrolera también creció. Esto es compatible con una continuidad de suministro mayor para las operaciones petroleras, pero no demuestra por sí solo que exista una regla formal de prioridad ni que el racionamiento residencial se aplique deliberadamente para sostener esa producción.
La hipótesis que merece investigarse es más concreta: en un sistema deficitario, si una parte muy de la demanda de la IPN se abastece desde el SEN, esa electricidad tiene un costo social de oportunidad. El megavatio que se asigna a una instalación petrolera no puede utilizarse al mismo tiempo para abastecer hogares, comercios, hospitales, bombeo de agua u otras industrias. Es una atrocidad que ello ocurra.
Ese costo de oportunidad existe incluso si PDVSA paga una factura eléctrica. Otra pregunta, distinta pero pertinente, es si paga el costo completo del servicio o si recibe un subsidio explícito o implícito.
La información disponible no permite afirmar todavía que PDVSA no pague por la electricidad que consume; para resolverlo hacen falta datos tarifarios, facturación, pagos y cuentas entre las empresas públicas.
7. La salida: Primero los electrones
Planificar los barriles junto con los megavatios
La conclusión práctica no es que Venezuela deba elegir entre producir petróleo o dar electricidad a los hogares. Es que no puede planificar la expansión petrolera sin resolver de dónde saldrá la energía necesaria para sostenerla.
La autogeneración dedicada —por ejemplo, mediante plantas de alta eficiencia donde exista disponibilidad de gas— podría reducir la presión adicional sobre el SEN. Pero no basta con anunciar megavatios nominales: hay que comprobar la potencia que realmente estará disponible, asegurar el combustible y evitar que el gas destinado a las plantas eléctricas reduzca el que necesita la propia producción o la refinación.
En este esquema, las energías renovables ofrecen una oportunidad táctica directa: la instalación de parques o granjas solares fotovoltaicas dedicadas a campos e instalaciones clave, así como el aprovechamiento del recurso eólico en la península de Paraguaná para energizar los complejos refinadores del CRP (Amuay y Cardón), permitirían cubrir consumos de procesos y cargas continuas durante las horas de mayor radiación y viento. Esto no solo liberaría moléculas de gas natural para su reinyección o uso petroquímico, sino que reduciría drásticamente el costo de oportunidad eléctrico que hoy soporta el SEN en las zonas industriales de Occidente y Oriente.
La recomendación es sencilla: cada proyecto de aumento de producción debe acompañarse de un plan eléctrico verificable. Ese plan debe especificar cuánta potencia firme necesita, cuánto aportará la autogeneración, qué suministro espera recibir del SEN y cómo se cubrirá la demanda sin trasladar automáticamente el costo a otros consumidores.
Qué sabemos y qué falta comprobar
El modelo estima que la IPN demandó 1.675 MW en septiembre de 2026. La comparación con el SEN muestra que se trata de una carga de magnitud muy relevante en un sistema sometido a racionamiento. Sin embargo, hay límites claros: no se conoce la autogeneración efectiva de la IPN; los parámetros por barril proceden de un marco de referencia de ingeniería y no de mediciones de campo; y la prioridad de suministro es una inferencia que requiere evidencia independiente.
Estas limitaciones no anulan la pregunta central. La vuelven más precisa: ¿cuánta electricidad recibe realmente la industria petrolera del SEN, bajo qué condiciones y a qué costo para el resto de la economía? Responderla permitiría pasar de una estimación de demanda a una evaluación más completa de la asignación de un recurso escaso, del cual depende la modernidad y el comfort de la ciudadanía venezolana.
Notas metodológicas y fuentes
- Modelo y parámetros: «Vzla Matriz de cálculo eléctrico de la IPN» por David Morán B. (2026), «Intensidad Energética de la IPN», basado en el marco OPGEE. Se añade 30% al subtotal de producción y refinación para servicios y otros usos.
- Volúmenes de producción por áreas y refinación: OPEP FS y Szabo-Pacheco
David Morán Bohórquez es ingeniero industrial. Miembro de la Comisión de Energía de la Academia de Ingeniería y Hábitat de Venezuela y del Consejo Directivo de Cedice Libertad
