Más megavatios, menos apagones: ¿Qué tan cerca estamos?
El Sistema Eléctrico Nacional (SEN) vuelve a estar en el centro de las prioridades del país. El Gobierno nacional adelanta inversiones, recuperación de plantas termoeléctricas, incorporación de nuevos equipos, obras de transmisión y alianzas con empresas nacionales e internacionales para aumentar la disponibilidad de energía.
La meta inmediata, de acuerdo con lo explicado por las autoridades del Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica, es sumar en forma progresiva 1.300 megavatios (MW) durante el último trimestre de 2026 y reducir los apagones que todavía afectan a distintas regiones.
El esfuerzo ocurre en un momento de alta exigencia cuando la demanda eléctrica alcanzó recientemente 16.424 MW, mientras la recuperación económica, las altas temperaturas y la reactivación de sectores como el petrolero plantean la necesidad de disponer de todavía más energía.
A esto se suman años de deterioro de infraestructura, dificultades para mantener operativo el parque termoeléctrico, restricciones de transmisión producto de las limitaciones que durante años representaron las sanciones para acceder a financiamiento, tecnología y repuestos, a lo cual se suman los efectos de los períodos de extrema sequía producto del cambio climático.
No es únicamente cuántos megavatios puede incorporar Venezuela en los próximos meses sino cuánto falta realmente para que el sistema pueda responder con estabilidad a la demanda actual y, sobre todo, al crecimiento que espera registrar el país.
Para comprender la magnitud del reto es necesario mirar primero cómo funciona el SEN. La electricidad venezolana proviene fundamentalmente de dos fuentes: la generación hidroeléctrica y la termoeléctrica.
La primera tiene su corazón en el Bajo Caroní, en el estado Bolívar, donde se encuentran centrales como Guri, Caruachi y Macagua. Desde allí, la energía es transportada a través de grandes líneas de transmisión hacia el centro, occidente, oriente y resto del territorio.
Las centrales termoeléctricas, por su parte, utilizan principalmente gas o combustibles líquidos y están distribuidas en diferentes regiones. Su función es particularmente importante porque complementan la producción hidroeléctrica, atienden la demanda regional y permiten reducir la presión sobre los embalses durante períodos secos.
Por ello, recuperar el SEN no significa únicamente poner una turbina a generar, la energía tiene que producirse, transformarse, transportarse por las líneas de alta tensión, pasar por subestaciones y finalmente distribuirse hasta hogares, comercios e industrias.
Tal como indicamos inicialmente, uno de los principales objetivos anunciados por el Ministerio de Energía Eléctrica es incorporar aproximadamente 1.300 MW durante el último trimestre del año. Para ello, una de las mayores apuestas está en la Planta Centro, en el estado Carabobo, donde la Unidad 6 está proyectada para aportar alrededor de 600 MW.
Según el ministro de Energía Eléctrica, Rolando Alcalá, esa incorporación no solo tendrá incidencia sobre la entidad carabobeña. Permitirá mejorar el intercambio de energía hacia Falcón, Lara, Zulia y los estados andinos, regiones que actualmente enfrentan importantes cortes de luz.
Para transmitir los nuevos 600 MW, Corpoelec está ampliando la Subestación Planta Centro e instalando un autotransformador. Esta obra permitirá distribuir de manera más eficiente la energía de Planta Centro y TermoCarabobo hacia el centro y el occidente del país.
También está planteada la construcción de la Subestación Portuguesa, una infraestructura destinada a fortalecer el flujo eléctrico hacia Portuguesa, Barinas y la región andina.
La situación de Zulia
Otra parte importante de las inversiones se concentra en Zulia, uno de los estados donde las interrupciones eléctricas han tenido mayor impacto durante los últimos años. El Gobierno mantiene distintos frentes de trabajo para recuperar las unidades de Termozulia y del Complejo Termoeléctrico Rafael Urdaneta.
Entre las unidades intervenidas ya se logró incorporar 150 MW y los trabajos en otras unidades están orientados a añadir otros 150 MW. La meta global de esos proyectos ronda los 500 MW para la región occidental.
Esto tiene una importancia particular porque producir electricidad cerca de los grandes centros de consumo disminuye la dependencia de la energía transportada desde Guayana y libera capacidad de las líneas nacionales.
Los 1.300 MW planteados representan 7,9 % de la demanda máxima del país, que equivale a 16.424 MW, mientras que los aportes de Planta Centro (600 MW) y otras fuentes (500 MW) equivalen a 3,7 % y a 3 %, respectivamente.
En términos puramente matemáticos, esto cubre una fracción del consumo total, lo que significa que 92,1 % restante depende de la infraestructura ya existente y de la capacidad real del sistema para generar y transmitir esa energía de forma continua. A pesar de esta incorporación, los cortes de luz no desaparecerán por completo porque un sistema eléctrico no se soluciona únicamente sumando megavatios.
Ese 7,9 % que se busca compensar en lo inmediato permitirá reducir los racionamientos y dar un alivio inmediato en ciertas regiones. Pero para solucionar el problema de fondo hace falta reparar las líneas de transmisión, sustituir transformadores dañados y garantizar el mantenimiento constante que de estabilidad a toda la red nacional.
Las sanciones y el “Súper Niño", factores determinantes
El comportamiento del clima es precisamente otra de las variables que condicionan el sistema. El Gobierno ha advertido sobre las altas temperaturas asociadas a El Niño, que tienen un doble efecto: elevan el consumo eléctrico por el mayor uso de sistemas de refrigeración y aire acondicionado y, si coinciden con disminuciones importantes de lluvias, pueden comprometer los recursos hidroeléctricos. Es una situación que Venezuela ya experimentó durante las crisis de 2009-2010 y 2016.
La apuesta oficial frente a esta recurrente amenaza es reactivar las plantas termoeléctricas para diversificar el suministro. La crisis abarca toda la cadena operativa: generación, transmisión, distribución, mantenimiento, personal capacitado y suministro de combustible.
Asimismo, el Gobierno venezolano ha señalado durante años a las sanciones internacionales como uno de los obstáculos para adquirir equipos, contratar servicios especializados y acceder a componentes de fabricantes internacionales. La presidenta Delcy Rodríguez sostiene que actualmente el escenario comienza a cambiar porque, tras el relajamiento por parte de Estados Unidos de algunas medidas coercitivas unilaterales, Venezuela vuelve a tener acceso a proveedores, repuestos y tecnología necesarios para la recuperación del sistema.
“Estamos en un proceso de recuperación del Sistema Eléctrico Nacional, en condiciones muy distintas, porque ya podemos acceder a proveedores de repuestos, tecnología, que nos permita recuperar el sistema eléctrico; consolidarlo”.
La recuperación, por tanto, tendrá que atender ambas dimensiones: recuperar acceso a capital, tecnología y fabricantes internacionales y, simultáneamente, corregir las debilidades internas acumuladas por el sector.
La reforma eléctrica de 2026, que tiene su origen en la reforma a la Ley Orgánica del Sistema y Servicio Eléctrico, actualmente en discusión en la Asamblea Nacional, busca abrir paso al capital privado, para obtener financiamiento, tecnología y capacidad operativa.
Por ejemplo, en Nueva Esparta, Fedecámaras y la empresa Swing Energy, compañía de capital nacional, ya trabajan para promover la autogeneración financiada para que comercios y empresas operen durante los fallos de luz sin asumir de inmediato el costo total de los equipos.
Esta autogeneración de la isla alivia la red pública en horas pico, liberando energía para los neoespartanos. Asimismo, la incorporación de empresas internacionales como GE Vernova, Siemens e Inelectra apunta a recuperar la infraestructura existente y sumar nueva capacidad en centrales clave como Guri, Macagua y Tocoma.
No existe una sola cifra capaz de responder esa interrogante, si se considera únicamente el déficit operativo inmediato. Estimaciones recientes lo ubican por encima de 1.500 MW. Bajo ese panorama, incorporar 1.300 MW sería un avance considerable.
Cubrir la demanda de hoy no es lo mismo que recuperar el Sistema Eléctrico Nacional. Para considerar estable un sistema eléctrico se necesita además una reserva suficiente para atender aumentos inesperados de demanda, sacar plantas de servicio por mantenimiento sin provocar cortes y responder ante fallas de equipos.
Por eso los 1.300 MW representan un primer alivio importante, pero no el final del camino. Ya que el objetivo es recuperar y después crecer en medio de dos desafíos simultáneos, donde uno de ellos es cerrar la brecha actual y disminuir los cortes que todavía padecen distintas regiones. Y el segundo, posiblemente más complejo, consiste en construir un sistema capaz de acompañar el crecimiento de las industrias petrolera, y manufacturera, así como los sectores comercial y residencial sin volver a operar permanentemente cerca de su límite.
El Gobierno ha comenzado a responder con recuperación eléctrica nacional. La entrada de los 1.300 MW podrá ofrecer una primera prueba de cuánto pueden mejorar esas inversiones la situación inmediata. Pero la recuperación definitiva no se medirá únicamente en megavatios anunciados. Se medirá en cuántas unidades permanecen disponibles durante todo el año, cuánto puede crecer la demanda sin recurrir a administración de carga, qué capacidad de reserva posee el país y qué tan confiable es transportar esa electricidad desde donde se produce hasta donde se necesita.
