¿Cómo respondió el sistema eléctrico ante la demanda estival?

Un disparo en la línea de 220 kV entre Nuevitas y Las Tunas provocó este domingo a las 19:37 horas la desconexión parcial del sistema eléctrico nacional, afectando el suministro desde la provincia de Las Tunas hasta Guantánamo. El incidente, causado por condiciones meteorológicas adversas, “no representó una caída total del sistema”, según aclaró Lázaro Guerra Hernández, director general de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas (MINEM).

Guerra Hernández explicó este lunes a la prensa que en el momento de la avería, la generación en la zona oriental era muy baja. “Una línea ya se encontraba desenergizada por alta tensión en la región, y la tormenta provocó la salida de servicio de la segunda línea de 220 kV. Esto generó un corte de transferencia, separando la zona oriental del resto del país”.

Inmediatamente se activaron los protocolos de restablecimiento. “A la 1:25 a.m. del lunes, todas las provincias afectadas ya contaban nuevamente con energía”, dijo y refirió que la unidad seis de la termoeléctrica de Mariel salió de servicio durante el evento.

“Actualmente el sistema opera de manera estable”, aseguró Guerra Hernández, aunque persiste un déficit de capacidad de generación que ya se había pronosticado.

Destacó que la falla fue transitoria y no dejó daños permanentes en la infraestructura eléctrica. “Las líneas están actualmente disponibles y funcionando sin problemas”.

Qué pasó en el verano

Durante la conferencia, Lázaro Guerra Hernández, director general de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas (Minem), explicó que los meses de julio y agosto representan históricamente los de mayor consumo energético en el país, debido al efecto de las altas temperaturas y la coincidencia con la etapa estival. Por esta razón, se prioriza que los grandes mantenimientos de las unidades generadoras se realicen en invierno, cuando el consumo es menor y el impacto de la salida de esas unidades es menos significativo.

Según Guerra Hernández, este 2025 se diseñó una estrategia específica para enfrentar los meses de julio y agosto “en las mejores condiciones posibles”, considerando que son “muy sensibles para la población” y que es crucial garantizar la mayor disponibilidad de generación eléctrica.

Esta estrategia se centró en optimizar la generación térmica, que constituye la base del sistema eléctrico nacional. Las termoeléctricas, en su mayoría, utilizan combustible nacional, lo que representa una fortaleza —según el especialista—, ya que se aprovechan recursos como el crudo cubano y el gas acompañante de la extracción petrolera.

El funcionario destacó la eficiencia de los ciclos combinados de Boca de Jaruco y Varadero, que emplean el gas en turbinas y reutilizan los gases de escape para generar energía adicional en turbinas de vapor. “Esta tecnología es, indiscutiblemente, la más eficiente que tenemos en el país en estos momentos”, afirmó.

En coordinación con Unión Cupet, se logró asegurar la disponibilidad de gas para estas plantas, así como realizar mantenimientos en las turbinas. Como resultado, se cumplió el objetivo de generar un promedio diario de 8.3 GWh en julio y agosto, cifra superior a la producción registrada en meses anteriores.

Lázaro Guerra Hernández, director general de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas.

Sin embargo, Guerra Hernández reconoció que hubo dificultades y que las afectaciones al servicio eléctrico se mantuvieron.

Dijo que se había previsto una producción promedio de 27 GWh diarios en las termoeléctricas, pero en julio solo se alcanzaron 23 GWh. La principal causa fue la inestabilidad de la planta Guiteras, que estuvo fuera de servicio durante diez días. “Un GWh dejado de producir es equivalente más o menos a una hora de afectación promedio a todos los circuitos apagables del país”, explicó. También se esperaba que la unidad 5 de Renté aportara energía durante parte del mes, pero no se logró.

El impacto más severo, según el directivo, se debió a la escasez de combustible. En la generación distribuida, se planificó producir 9.2 GWh, pero solo se alcanzaron 2.8 GWh. “El impacto de la generación distribuida por falta de combustible fue incluso superior al de la termoeléctrica”, señaló.

En cuanto a la generación móvil, de los 10.2 GWh previstos, se lograron 8.9 GWh, también afectados —aunque en menor medida— por la limitada disponibilidad de combustible.

Durante los meses de julio y agosto, la generación eléctrica con fuentes renovables cumplió con lo previsto, alcanzando una producción de 3.2 GWh como promedio diario, lo que confirma que “la generación con fuentes de energía renovable está de acuerdo con lo previsto”.

Se había proyectado un consumo diario de 62 GWh, pero el resultado fue de 63 GWh. En esta diferencia impactó la falta de gas licuado de petróleo (GLP), previsto como recurso para la producción de alimentos durante el verano. Al no contar con GLP, se incrementó el uso de electricidad para cocinar, lo que, según el director de Electricidad, representa “aproximadamente 1 GWh por día” adicional de consumo.

El análisis global del mes de julio muestra que el promedio de horas diarias de afectación fue de 15 horas y 50 minutos. Guerra Hernández aclaró que este promedio no representa el máximo tiempo de afectación, ya que “hubo circuitos que se apagaron más tiempo”, pero sí refleja la media entre todos los circuitos afectados.

La combinación de factores como la falta de GLP, la inestabilidad en algunas plantas y la limitada disponibilidad de combustible contribuyó a este resultado.

En agosto, la generación térmica mejoró ligeramente, pasando de 23 GWh diarios en julio a 24 GWh. Aunque se esperaba contar con las unidades cinco de Renté y cuatro de Cienfuegos, estas no estuvieron disponibles. Sin embargo, la unidad tres de Cienfuegos tuvo un desempeño destacado, entregando energía a su máxima capacidad de diseño, lo que fue considerado “muy positivo”, dijo Guerra Hernández.

La generación distribuida también mostró avances en agosto gracias a una mayor disponibilidad de diésel. Se pasó de 2.8 GWh en julio a 5.8 GWh en agosto, aunque sin alcanzar los 9.2 GWh previstos.

No obstante, este incremento se vio contrarrestado por la salida de la central flotante KPS01 el 5 de agosto. Esta unidad, con una potencia nominal de 240 MW y una entrega promedio de 200 MW, redujo la generación de 8.9 GWh en julio a solo 6.4 GWh en agosto.

A pesar de los esfuerzos, las afectaciones al servicio apenas disminuyeron. En agosto, el promedio fue de 14 horas y 54 minutos, casi una hora menos que en julio.

Guerra Hernández explicó que “el incremento que tuvimos en la generación térmica, el incremento que tuvimos en la generación distribuida porque teníamos más combustible, e incluso en Energas que hizo un poco más que en julio, no revirtió de manera apreciable en el tiempo de afectación”.

En cuanto al consumo, agosto también superó las previsiones: se estimaban 62 GWh diarios, pero se alcanzaron 64 GWh. Este aumento se atribuye nuevamente a la falta de GLP, que elevó el consumo eléctrico en aproximadamente 1 GWh diario.

En estos momentos se mantienen en el país dos centrales flotantes generando electricidad, que en su conjunto entregan al sistema alrededor de 70 MW.

El funcionario resumió que aunque algunas tecnologías como el gas y las fuentes renovables cumplieron con lo previsto, otras presentaron variaciones debido a mantenimientos no concluidos, escasez de combustible y la pérdida de capacidad por la salida de la central flotante. “Fue la combinación de elementos lo que trajo como resultado que en los meses de julio y agosto las afectaciones no se comportaran con la expectativa que todos tenían”.

Los mantenimientos

Alfredo López Valdés, director general de la Unión Eléctrica de Cuba (UNE), explicó en la conferencia que las plantas termoeléctricas del país —con más de cuarenta años de operación en promedio— y la falta de mantenimiento en años recientes dificultan prever con precisión los tiempos de parada técnica. “Cuando usted comienza a desarmar, empieza a encontrarse problemas que no previo originalmente”, señaló López Valdés.

Uno de los casos más complejos ha sido el de la unidad 2 de la CTE Ernesto Guevara, ubicada en Santa Cruz. Inicialmente, se había planificado la fabricación de un nuevo economizador, componente esencial de la caldera. Sin embargo, al avanzar en la revisión, fue necesario duplicar el alcance del mantenimiento, incluyendo la construcción de un sobrecalentador y un recalentador.

“Se reaccionó rápido”, afirmó el directivo, detallando que se trasladaron hacia la fábrica algunos componentes, como tuberías, para producirlos, y se recurrió incluso a soldadores chinos para enfrentar la situación. “A pesar de estos esfuerzos, el mantenimiento se ha extendido más de lo previsto”.

López Valdés destacó el compromiso del personal: “Cada uno de los sesenta y dos días de julio y agosto se trabajó en ese mantenimiento”.

La situación en la planta Céspedes 4 es similar. Durante el mantenimiento, se detectó un defecto oculto en tubos fabricados entre 2019 y 2020. Aunque las soldaduras contaban con certificación, no se realizó el tratamiento técnico adecuado en su momento. “Eso fue una deficiencia”, reconoció López Valdés, subrayando la necesidad de ser críticos y autocríticos y apuntó que el trabajo de reparación fue extenso.

El director general enfatizó que no se trata de mantenimientos capitales, que requieren planificación con un año de antelación y revisión completa de los sistemas. “Nosotros no hemos tenido la posibilidad financiera de resolver el cien por ciento de los problemas de estos mantenimientos. Esa es la realidad”, dijo.

Alfredo López Valdés, director general de la Unión Eléctrica de Cuba (UNE).

Los parques fotovoltaicos

En otro momento de su intervención en la conferencia, López Valdés reiteró que este año se prevé la construcción de 51 parques solares de 21.8 MW cada uno, lo que representa una inversión cercana a los mil millones de dólares y de una gran complejidad logística.

Según sus palabras, ya se han sincronizado 29 de estos parques. López Valdés subrayó que esta inversión es “espectacular por su volumen” y por estar distribuida en todo el país.

Explicó que los parques solares aportan significativamente en momentos de alta demanda, como el mediodía (500 megawatts), cuando se cocina con electricidad. Estimó que al cierre del año, la energía solar podría representar más del 10% de la generación nacional.

Además, en septiembre se espera concluir el montaje de siete parques donados, de 5 MW cada uno. Aunque la sincronización y el arranque pudiera concluirse el próximo mes, el objetivo es completar el montaje en septiembre.

El director de la UNE reconoció que “la situación es muy dura” y que el problema de los apagones es grave. Sin embargo, aseguró que los trabajadores del sector eléctrico están comprometidos, incluso enfrentando las mismas condiciones de estrés que la población. “No ha faltado el combate, no ha faltado el trabajo”, afirmó.

Respecto a la generación térmica, López Valdés señaló que las máquinas tienen más de cuarenta años en promedio, y algunas alcanzan casi cincuenta. Aunque se realizaron mantenimientos parciales en años anteriores, estos no han sido suficientes. Por tanto, se requieren mantenimientos más profundos.

Dijo que el financiamiento para renovar la generación térmica podría concretarse en un plazo de dos años y medio, según estimaciones del Ministerio. Mientras tanto, se revisan componentes críticos.

En cuanto a la generación distribuida, se han realizado trabajos que permitieron alcanzar una disponibilidad superior a los mil megawatts. “Ese trabajo se hizo como estaba planificado, y conllevó un esfuerzo tremendo de nuestra gente”, aseguró.

Por primera vez, se ha trabajado simultáneamente en cinco turbinas grandes, incluyendo las más importantes del país. También se han intervenido turbinas en Santa Cruz, Renté, Céspedes, Habanilla, lo que representa un volumen de trabajo que “hacía muchos años que no se hacía”.

López Valdés reconoció que la falta de actividad durante años ha provocado pérdida de habilidades en profesionales y trabajadores. En Santa Cruz, por ejemplo, se han tenido que fabricar tres componentes fundamentales de la caldera, ampliando significativamente el volumen de producción.

Finalmente, destacó que la energía solar es intermitente, por lo que se han contratado cuatro sistemas de acumulación por baterías para estabilizar el sistema. Esta tecnología moderna funciona almacenando electricidad en periodos de baja demanda o cuando hay un exceso de producción, y liberándola cuando la demanda es alta o cuando hay interrupciones en el suministro eléctrico. Se prevé su instalación en la subestación de Cueto en Holguín, de Bayamo en Granma, y de Cotorro y la Cuaje, en La Habana. “Es una inversión enorme”, concluyó.

Lázaro Guerra Hernández, director general de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas, y Alfredo López Valdés, director general de la Unión Eléctrica de Cuba, ofrecieron información actualizada sobre el estado del sistema electroenergético nacional y su comportamiento durante el verano.