Venezuela empieza a mover dos piezas clave de su tablero energético: la apertura del mercado eléctrico al capital privado y la exigencia de autosuficiencia eléctrica para nuevas operaciones de petróleo y gas.
El debate ocurre en un contexto crítico. La demanda eléctrica del país superó en mayo los 15000 MW, según informó el ministro de Energía Eléctrica, Rolando Alcalá, mientras el sistema enfrenta un déficit de generación que rondaría los 2000 MW, equivalente al consumo de toda la Gran Caracas.
La causa principal está en la indisponibilidad de unidades termoeléctricas por averías, falta de mantenimiento y falta de combustible. A esto se suma una estructura eléctrica con fuertes pérdidas técnicas y no técnicas, deterioro en redes, problemas de medición y una alta dependencia hidroeléctrica.
En ese escenario, la Asamblea Nacional aprobó en primera discusión la reforma parcial de la Ley Orgánica del Sistema y Servicio Eléctrico, que abre la puerta a la participación privada y mixta en generación, transmisión, distribución y comercialización, luego de años de monopolio estatal ejercido a través de Corpoelec.
Pero el movimiento más relevante para el mercado renovable podría venir desde el sector petrolero.
Las nuevas regulaciones de hidrocarburos exigirían que las empresas energéticas internacionales que desarrollen proyectos en Venezuela traigan o instalen sus propias centrales eléctricas para operar activos de petróleo y gas natural sin depender de una red con apagones frecuentes.
La señal es clara: el crecimiento petrolero ya no podrá apoyarse plenamente en el Sistema Eléctrico Nacional. Y esa restricción abre una ventana para soluciones de generación dedicada, híbridos solares, eólicos, almacenamiento con baterías y plantas térmicas eficientes de respaldo.
Un sistema eléctrico con déficit y pérdidas estructurales
De acuerdo con los datos compartidos por especialistas del sector, la demanda máxima eléctrica estimada de Venezuela ronda los 14.500 MW, atendida aproximadamente en un 75% por fuentes hidroeléctricas, cerca de 25% por termoeléctricas y menos de 0,5% por fuentes solares y eólicas.
El problema no es solo de capacidad instalada, sino de disponibilidad real.
El parque termoeléctrico presenta indisponibilidad relevante, especialmente en el occidente, centro y sur-occidente del país, mientras las pérdidas del sistema alcanzan niveles críticos.
Según el análisis del experto Alexis Barroso, alrededor del 40% de la energía eléctrica generada en Venezuela se pierde por una combinación de pérdidas técnicas, robo de energía, falta de facturación, falta de medición y fallas gerenciales.
Ese deterioro explica los racionamientos recurrentes: la demanda no puede ser cubierta de forma estable.
La situación afecta directamente a los hogares, pero también a las operaciones industriales y petroleras, que requieren energía firme, frecuencia estable y disponibilidad permanente.
Por qué la industria petrolera puede convertirse en demandante de nueva generación
La extracción de petróleo depende cada vez más de energía eléctrica.
En especial, la producción de crudo pesado y extrapesado en la Faja del Orinoco requiere bombeo, levantamiento artificial, tratamiento, transporte y procesamiento. Cada aumento de producción implica nueva demanda eléctrica asociada.
De acuerdo con estimaciones técnicas compartidas en el análisis del sistema eléctrico venezolano, producir crudo pesado y extrapesado puede requerir alrededor de 152 MW por cada 100.000 barriles diarios adicionales, considerando no solo la macolla o el pozo, sino también transporte y procesamiento asociado.
En el caso de crudos livianos y medianos, el requerimiento sería menor, con referencias cercanas a 50 MW por cada 100.000 barriles diarios.
Esto vuelve estratégico el vínculo entre petróleo y electricidad: si Venezuela busca recuperar producción petrolera, necesitará resolver cómo abastecer eléctricamente esos nuevos desarrollos sin profundizar la crisis del SEN.
Las petroleras que pueden necesitar energía propia
El nuevo marco abre oportunidades para empresas con actividad o potencial expansión en petróleo y gas.
Chevron aparece como uno de los jugadores más relevantes por su presencia en Petropiar, Ayacucho 8 y otros activos vinculados a PDVSA en la Faja del Orinoco. Sus operaciones pueden demandar energía para bombeo, mejoramiento, clusters de pozos, tratamiento, transporte y expansión de producción.
Shell podría tener demanda asociada a activos como Carito, Pirital, Monagas Norte y proyectos de gas u offshore. En esos casos, la energía es clave para producción, compresión, captura de gas venteado e infraestructura de procesamiento.
Repsol tiene exposición en Petroquiriquire y en Cardón IV junto a Eni, con requerimientos asociados a producción petrolera y gasífera, compresión, plantas vinculadas y seguridad energética para la operación.
Eni, a través de Cardón IV / Perla, podría demandar energía para gas destinado al mercado interno, eventual exportación regional, líquidos, compresión y tratamiento.
Maurel & Prom, en Urdaneta Oeste, puede requerir energía para desarrollo de campo, bombeo, recuperación de producción y expansión.
BP junto a NGC Trinidad, en el proyecto Manakin-Cocuina, aparece como otro caso potencial, especialmente por la necesidad de energía para gas transfronterizo, compresión, operaciones offshore/onshore y procesamiento.
A esto se suman PDVSA y sus refinerías, como Paraguaná y El Palito, donde refinerías, mejoradores y sistemas de bombeo son grandes consumidores eléctricos.
También los servicios petroleros —SLB, Halliburton, Baker Hughes y Weatherford— podrían incrementar demanda energética por reactivación de taladros, bombas, compresión, workovers e infraestructura auxiliar.
Solar, eólica y storage: qué oportunidad aparece
La exigencia de operar fuera de la red o con generación propia puede abrir tres tipos de oportunidades.
La primera es solar fotovoltaica para autogeneración petrolera, industrial y comercial. En campos, estaciones de bombeo, instalaciones auxiliares, campamentos, bases operativas y consumo diurno, la solar puede reducir demanda de red y desplazar parte del consumo de combustible.
La segunda es eólica, especialmente en zonas con recurso favorable como Zulia, Falcón y áreas costeras o insulares. Venezuela tiene antecedentes de proyectos eólicos, aunque muchos quedaron paralizados o sin operación confiable.
La tercera es almacenamiento con baterías, que puede ser clave para estabilizar microredes, sostener cargas críticas, reducir uso de grupos electrógenos y mejorar la calidad del suministro en operaciones sensibles.
Para petróleo y gas, el desafío no es solo generar energía barata. Es garantizar continuidad, estabilidad y seguridad operativa.
Ahí los sistemas híbridos —solar, eólica, baterías y respaldo térmico— pueden tener más sentido que soluciones renovables aisladas.
Los antecedentes renovables: poco desarrollo y mucho espacio disponible
Venezuela cuenta con antecedentes renovables, pero todavía marginales frente al tamaño de su sistema eléctrico.
En solar, se identifican proyectos como el parque solar de Nestlé Venezuela en Santa Cruz, Aragua, orientado a autogeneración industrial; la granja fotovoltaica de Mérida, tratada por fuentes periodísticas como uno de los primeros proyectos públicos solares; y anuncios en El Vigía / Don Luis Zambrano, con capacidades mencionadas entre 50 MW y 52,8 MW, vinculadas a cooperación con empresas chinas.
También existe el caso de Los Roques, con un proyecto solar insular de 1,1 MW, y microredes pequeñas como la del Centro Venezolano Americano de Margarita.
En eólica, los antecedentes más relevantes son el Parque Eólico La Guajira, en Zulia, con una fase inicial de 25,2 MW y una fase posterior cancelada, y el Parque Eólico Paraguaná, en Falcón, con referencias históricas cercanas a 30 MW.
Ambos aparecen como activos paralizados o sin operación confiable verificable.
Esto muestra que Venezuela no parte de cero en renovables, pero sí desde una base extremadamente baja. Menos del 0,5% de la matriz eléctrica provendría de fuentes solares y eólicas.
El cuello de botella: tarifas, financiamiento y capacidad de pago
La apertura del mercado eléctrico no garantiza por sí sola una ola inmediata de inversión privada.
Uno de los principales obstáculos es la tarifa eléctrica. Con precios bajos o subsidiados, el repago de proyectos privados de generación puede no ser atractivo si el modelo depende únicamente de vender energía al sistema.
Por eso, el primer mercado realista podría estar en clientes con necesidad crítica de energía: petroleras, gasíferas, refinerías, industrias, hoteles, agroindustria, zonas aisladas y grandes consumidores que valoren la continuidad del suministro por encima del precio regulado.
En otras palabras, el negocio no necesariamente arrancará por venta merchant de energía al sistema, sino por contratos privados, generación dedicada, microredes, autogeneración y soluciones detrás del medidor.
Dos empresas ya analizan el parque térmico
En paralelo a la discusión renovable, el mercado también mira el estado del parque termoeléctrico.
Empresas como Siemens y General Electric aparecen mencionadas en el análisis sectorial como actores que podrían evaluar o participar en la recuperación de infraestructura térmica, aunque bajo una lógica más vinculada a suministro, construcción, rehabilitación o equipamiento que a inversión directa de capital.
Este punto es relevante porque la solución venezolana no será únicamente renovable.
El país necesita recuperar disponibilidad térmica, reducir pérdidas, mejorar redes, estabilizar frecuencia, modernizar operación y sumar nueva generación localizada. Solar, eólica y baterías pueden ser parte de esa respuesta, pero convivirán con generación convencional y rehabilitación de activos existentes.
La apertura eléctrica puede cambiar el mapa comercial
La reforma de la Ley Orgánica del Sistema y Servicio Eléctrico busca diversificar actores en generación, transmisión, distribución y comercialización bajo un régimen de concesiones, supervisión pública y corresponsabilidad civil y penal.
De aprobarse plenamente, puede marcar el cambio más importante del sector eléctrico venezolano desde la consolidación del monopolio estatal con Corpoelec.
El interés del Ejecutivo parece orientado a permitir capital privado y mixto, nacional e internacional, para modernizar infraestructura y aliviar la carga del Estado.
Pero el segmento más dinámico podría ser el petrolero. Las empresas que quieran expandir producción necesitarán energía firme y probablemente no puedan esperar una recuperación plena del sistema eléctrico nacional.
Allí aparece el espacio para desarrolladores renovables, proveedores de baterías, EPCistas, fabricantes de inversores, integradores de microredes, compañías térmicas y firmas de ingeniería.
Dónde mirar oportunidades comerciales
Para seguimiento comercial, los focos más relevantes son PDVSA, Corpoelec, gobernaciones de Mérida, Falcón y Zulia, Nestlé Venezuela, empresas chinas vinculadas a proyectos solares en Mérida, instaladores solares locales y petroleras con operaciones en Monagas, Faja del Orinoco, Zulia y Paraguaná.
También conviene monitorear a Chevron, Repsol, Eni, Shell, Maurel & Prom, BP, NGC Trinidad y empresas de servicios petroleros como SLB, Halliburton, Baker Hughes y Weatherford.
La demanda no vendrá solo de nuevos parques eléctricos, sino de necesidades operativas concretas: bombeo, compresión, tratamiento, mejoradores, refinerías, taladros, workovers, campamentos, estaciones remotas y respaldo ante apagones.
Conclusión: petróleo puede abrir la puerta a renovables
La paradoja venezolana es clara: la recuperación petrolera puede ser uno de los factores que impulse nuevas oportunidades para solar, eólica y almacenamiento.
La red eléctrica no tiene margen suficiente para absorber toda la demanda adicional de petróleo y gas sin inversiones relevantes. Por eso, las nuevas reglas que obligarían a empresas energéticas a generar su propia electricidad pueden crear un mercado específico para soluciones privadas.
En un sistema con déficit de generación, alto nivel de pérdidas, parque térmico deteriorado y baja participación renovable, la oportunidad no está solo en grandes parques conectados a red.
Está en generación localizada, híbridos renovables, baterías, autogeneración industrial y soluciones energéticas dedicadas para operaciones críticas.
Si la apertura regulatoria avanza y las petroleras efectivamente deben garantizar su propio suministro, Venezuela podría convertirse en un mercado emergente para renovables impulsado no por una agenda climática, sino por una necesidad operativa: producir petróleo y gas sin depender de una red eléctrica inestable.