Más barriles, ¿más servicio? El tablero que falta en la red

Casi todo lo que se mide en un campo petrolero crece más o menos en proporción a la actividad. La energía eléctrica que cuesta cada barril no. En los proyectos de inyección de agua analizados en un estudio publicado en 2021, cuando el agua supera el 90 % del líquido producido, más del 70 % de la energía invertida se va en bombas de inyección y de levantamiento, y un aumento pequeño de esa fracción de agua dispara la energía necesaria por barril (Scientific Reports, 2021). La energía por barril puede subir con fuerza sin que el reporte de producción lo muestre.

Ese cociente, el kWh por barril, es el que falta en la conversación sobre la recuperación petrolera. No encontramos una serie pública para el país ni para sus campos. Esta tercera pieza de la serie propone calcularlo con la medición que ya existe y, sobre todo, enseña a leer su pendiente mes a mes, porque ahí está la señal.

Cómo leer la curva

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  A([Pendiente mensual del kWh por barril]) --> B{¿Cómo se mueve?}
  B -->|Se mantiene| C[Producción sube con la misma intensidad]
  C --> D([Escenario que hay que planificar])
  B -->|Sube| E[Cada barril exige más energía]
  E --> F([Señal de alerta para utility y operadora])
  B -->|Cae de golpe| G[Revisar la medición antes de celebrar]
  G --> H([Descartar medidor sin reportar o circuito omitido])
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El valor de un mes aislado dice poco. Lo que informa es la pendiente, y admite tres lecturas:

• La producción sube y el kWh por barril se mantiene: el crecimiento conserva su intensidad, y la presión sobre la red crece en la misma proporción que los barriles. Es el escenario que hay que planificar.
• El kWh por barril sube: cada barril exige más energía que el anterior. Las causas típicas son más agua producida, más levantamiento artificial o equipos operando fuera de su punto óptimo. Es la señal de alerta para la utility y para la operadora a la vez.
• El kWh por barril cae de golpe: antes de celebrar, hay que revisar la medición. Un medidor que dejó de reportar o un circuito omitido del numerador se ve exactamente igual que una mejora de eficiencia.

La segunda lectura merece atención especial porque no avanza en línea recta. En un análisis de proyectos de inyección publicado en 2022, la huella por barril asociada a la electricidad de las bombas se mantiene baja mientras el corte de agua está por debajo del 80 %. Por encima del 90 %, un aumento leve del corte de agua la eleva de forma significativa (Journal of Cleaner Production, 2022). Por eso conviene vigilar la pendiente, no solo el nivel.

Qué entra en el numerador

Producir petróleo es, en buena medida, mover fluidos con motores eléctricos: bombas electrosumergibles en los pozos, compresores, inyección de agua para sostener la presión del yacimiento y tratamiento del agua que sale junto con el crudo. En campos maduros esa fracción de agua tiende a crecer, y con ella la energía necesaria por barril neto.

Un estudio sobre campos maduros con alto corte de agua muestra cómo se reparte ese consumo. En un área con 62,62 millones de kWh anuales, la inyección sumó 20,84 millones y el levantamiento artificial 21,51 millones, cerca de dos tercios del total entre ambos (Sustainability, 2023). Esos son los circuitos que el numerador tiene que capturar.

El indicador es sencillo: energía eléctrica consumida por los activos de producción en el mes, dividida entre los barriles producidos en el mismo período. Sin él, cada barril recuperado se evalúa solo por lo que ingresa. Ese valor sí se conoce: el crudo Merey cerró agosto con un precio promedio de 76,82 dólares por barril (La Prensa de Lara, 2026). Su costo eléctrico no aparece en ningún reporte público que hayamos encontrado, y tampoco la capacidad de red que consume en hora punta, que es la misma que necesitan hogares, hospitales y acueductos.

Qué barril va en el denominador: casi un 5 % de diferencia

Antes de dividir hay que decidir qué barriles contar. En agosto de 2026, las fuentes secundarias que recoge la OPEP en su informe mensual ubicaron la producción de Venezuela en 1,145 millones de barriles diarios, frente a 1,122 millones en julio, un alza de 23.000 barriles diarios (Descifrado, 2026). La comunicación directa del país reportó 1,201 millones de barriles diarios, apenas 1.000 por encima de julio (Descifrado, 2026). La diferencia entre ambas series ronda los 56.000 barriles diarios, cerca de un 4,9 % (América Económica, 2026).

Traducido al indicador: el mismo consumo eléctrico, dividido entre una u otra serie, da un kWh por barril que difiere en esa misma proporción. Si un mes se calcula con una serie y al siguiente con la otra, el salto se leerá como un cambio de eficiencia que nunca ocurrió. La regla es registrar ambas series, no promediarlas, y fijar una sola como denominador para siempre.

Por qué el cociente importa en la hora punta

El numerador compite con una red bajo presión. El 18 de septiembre, el Sistema Eléctrico Nacional registró una demanda de 16.030 MW, la más alta de los últimos nueve años (El Diario, 2026), que el ministerio del sector asoció a las elevadas temperaturas (MPPEE, 2026). El récord anterior, del 10 de agosto, había sido de 15.625 MW, ya 3,6 % por encima de la máxima de 2025, y en ese caso el mismo ministerio lo vinculó también al crecimiento económico (MPPEE, 2026). Qué mide y qué no mide un pico de demanda ya lo analizamos en Récord de demanda eléctrica en Venezuela: qué mide realmente esa cifra.

Lo nuevo es la pregunta que abre esa segunda explicación. Si parte de la demanda récord viene de la reactivación productiva, la carga petrolera ya está dentro del pico, sin separar. Y como vimos en la pieza sobre los 420.000 barriles, buena parte de esa producción depende de la red. Sin kWh por barril, nadie puede decir qué porción del próximo récord será petróleo.

El indicador tampoco se lee solo. Proponemos un tablero de una sola hoja, actualizado cada mes:

La lectura es por pares. Si la producción sube y la demanda máxima crece más rápido que los MW disponibles, el margen se estrecha aunque ambas noticias parezcan buenas. Si el caudal de agua entregado cae en los mismos meses, el costo ya aterrizó en otro servicio público. Y si el kWh por barril aumenta mientras todo eso ocurre, cada barril adicional le sale más caro a la red que el anterior.

Quién tiene que producir cada dato

• Operadora petrolera: energía mensual por campo y por tipo de activo (levantamiento artificial, inyección, tratamiento), con la producción del mismo período y la serie de referencia declarada.
• Utility eléctrica y despacho: demanda de los circuitos que alimentan zonas petroleras en la hora de máxima del sistema, no solo su consumo mensual.
• Utility de agua: caudal entregado frente al planificado en los sistemas que comparten subestaciones o circuitos con la actividad petrolera.
• Planificador y regulador: margen entre MW disponibles y demanda máxima, con la carga petrolera como línea propia de la proyección.
• Área comercial y de medición: que la lectura de intervalo llegue completa, sin duplicados y en orden.

Ese último punto decide si el indicador sirve. Un kWh por barril confiable depende de medición de intervalo en los puntos de suministro de los campos y de un flujo de datos sin lecturas duplicadas ni marcas de tiempo inconsistentes. En utilities que operan SAP, esos problemas suelen resolverse en la capa de integración, normalizando eventos antes de que lleguen al sistema comercial; lo desarrollamos en Sin dato duplicado: un repositorio único de medición en SAP IS-U. Sin esa base, el cociente hereda el ruido del dato.

Los primeros tres cierres de mes

No hace falta un censo nacional. Hay que identificar las subestaciones y circuitos que alimentan activos de producción, asegurar medición de intervalo en esos puntos, cruzarla cada mes con la producción declarada y dejar por escrito qué serie se usa como denominador. Al tercer cierre ya hay pendiente, y con ella una de las tres lecturas. En AGT acompañamos a utilities y operadoras de América Latina a construir este indicador sobre los datos que ya tienen, antes de invertir en nuevas plataformas.

La próxima pieza de esta guía baja al pozo: un pozo reactivado también es una carga eléctrica, y la pregunta es si, al encenderlo, el agua sigue llegando.

Fuentes

• Scientific Reports (2021). Chemical enhanced oil recovery and the dilemma of more and cleaner energy. https://www.nature.com/articles/s41598-020-80369-z
• Journal of Cleaner Production (2022). Improved oil recovery techniques and their role in energy efficiency and reducing CO2 footprint of oil production. https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0959652622028943
• Sustainability (2023). Collaboration between Oil Development and Water/Power Consumption in High-Water-Cut Oilfields. https://doi.org/10.3390/su151411405
• Descifrado (2026). Fuentes secundarias de la Opep ubican producción de Venezuela en 1,145 millones de bpd en agosto.
• OPEP (2026). Monthly Oil Market Report, edición de septiembre.
• América Económica (2026). Venezuela eleva su producción petrolera a 1,201 millones de barriles diarios.
• La Prensa de Lara (2026). OPEP: Venezuela reportó una producción petrolera de 1,2 millones de barriles diarios en agosto.
• Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica, MPPEE (2026). Venezuela registra récord histórico de consumo eléctrico de 16.030 megavatios.
• Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica, MPPEE (2026). Venezuela registró récord de demanda eléctrica de 15.625 megavatios. https://mppee.gob.ve/?p=109248
• El Diario (2026). Gobierno reporta que demanda eléctrica en Venezuela alcanzó su nivel más alto en nueve años.