Desde las dos aceras

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Ricardo Torres /Washington
La base de datos reúne 534 partes diarios de la Unión Eléctrica (UNE) publicados entre el 1 de enero de 2025 y el 16 de septiembre de 2026. De cada parte tomamos la afectación máxima del día anterior, la demanda y la disponibilidad pronosticadas para el horario pico, la capacidad fuera de servicio por combustible, el estado de las unidades termoeléctricas y la producción de los parques solares, y los comparamos en los mismos meses de ambos años. Una advertencia: la UNE no publica de forma sistemática la demanda ni la disponibilidad reales del pico, solo los pronósticos de la mañana.
La afectación máxima promedio subió de 1 579 MW a 1 907 MW, un 21% (Tabla 1). En 2025 hubo 4 días con afectaciones de 2 000 MW o más; en 2026 van 71, y el récord de la serie, de 2 341 MW, se registró el 8 de julio. La afectación máxima equivale este año al 61% de la demanda prevista en el pico, frente al 47% en 2025. De cada diez megavatios que el país necesita por la noche, el sistema deja de entregar seis.
Ese deterioro ocurrió con una menor demanda. La demanda máxima prevista bajó un 7%, de 3 375 MW a 3 136 MW, y en julio y agosto la caída rondó el 12%. La contracción económica, el desplome del turismo, la pérdida de población y la autogeneración solar en hogares y negocios son explicaciones plausibles. También es posible que, tras meses de racionamiento, el pronóstico subestime la demanda real. En cualquiera de esas lecturas, la brecha de 2026 es un problema de oferta. La disponibilidad pronosticada para el pico cayó un 33%, de 1 923 MW a 1 294 MW. Son 629 MW menos, y detrás hay dos causas: el combustible y el estado de las termoeléctricas.

La capacidad indisponible por falta de combustible promedió 531 MW entre enero y septiembre de 2025. En los días de 2026, con el dato publicado, alcanzó los 1 146 MW. Desde finales de mayo, los partes reportan fuera de servicio 106 centrales de generación distribuida, las patanas de Regla y Melones y las centrales de fuel de Mariel y Moa, con 1 203 MW indisponibles. En la práctica, la generación distribuida con diésel y fuel está detenida. La información se hizo más escasa a medida que aumentaba el impacto. El 20 de enero, la UNE dejó de publicar esa cifra; la retomó solo entre el 29 de mayo y el 28 de junio, y desde julio enumera las centrales paradas sin cuantificar los megavatios.
En diciembre de 2025, antes de la captura de Maduro y de la Orden Ejecutiva 14380, la capacidad fuera de servicio por falta de combustible ya promediaba 1 011 MW, frente a 286 MW en enero de ese mismo año. En 2025, Cuba importó unos 37 500 barriles diarios, cerca del 60% de lo que necesita, y el 61% de ellos provino de Venezuela a cambio de servicios profesionales, sin desembolso de divisas. Comprar a precios de mercado todo el combustible que el país importa costaría entre 1 500 y 2 200 millones de dólares al año (dependiendo del precio), más que las exportaciones de bienes de 2024 (1 474 millones de dólares). El bloqueo petrolero convirtió una escasez crónica en una aguda y cerró las vías de emergencia, México y Rusia, que también operaban a crédito o como donación. El problema de fondo es anterior: desde hace décadas la economía no genera las divisas necesarias para pagar su factura petrolera.
El segundo frente son las termoeléctricas. De sus 16 unidades activas, con una potencia nominal de 2 223 MW, en 2026 hubo, en promedio, 7,8 unidades fuera de servicio al día: 4,5 por avería y 3,3 por mantenimiento, frente a 6,3 en 2025 (Tabla 2). Las que siguen en línea operan muy por debajo de su potencia nominal, con limitaciones que sumaron 427 MW en el primer semestre. La disponibilidad efectiva del parque disminuyó del 43% al 36%. En centrales bien mantenidas, la referencia internacional ronda el 80%-85%. En la República Dominicana se alcanza el 82 %. El mantenimiento programado, del 16% de la capacidad, está dentro de la norma de la propia UNE. La distancia la abren las averías (29%) y las limitaciones (19%), resultado de años de mantenimiento de capital aplazado.

Con una disponibilidad de 80%, el parque existente aportaría unos 970 MW más, y la afectación máxima promedio de 2026 bajaría de 1 907 MW a unos 935 MW. Si se excluye Felton 2 y se toman como base los 1 993 MW que reporta la ONEI en 2024, el resultado sería de unos 1 120 MW. El cálculo supone que las termoeléctricas disponen de crudo (según las cifras oficiales, no es una limitación) y que la red puede transmitir esa energía.
El cambio más visible de 2026 son los parques solares. Entre abril y el 15 de septiembre, los partes reportan 54 parques nuevos de 21,8 MW, unos 1 177 MW, frente a un promedio de 369 MW en igual período de 2025. La capacidad se multiplicó por 3,2, pero la energía generada solo por 2,4: de 1 689 MWh a 4 079 MWh diarios (Tabla 3). El factor de capacidad, que compara la producción real con la que se obtendría a plena capacidad en 24 horas, bajó del 19,1% al 14,4%. IRENA sitúa el promedio mundial de los parques nuevos en el 17%. Con el 19% que estos mismos parques lograron en 2025, la producción sería de unos 5 370 MWh diarios: 1 300 MWh más, que generan 13 parques.

Los datos no permiten separar las causas, pero el patrón apunta a la red más que a los paneles. El 20 de agosto, los parques entregaron 949 MW de potencia máxima y un factor de capacidad de 21,6%. Con pocas unidades térmicas en línea, el sistema tiene menor capacidad para regular la frecuencia y la tensión, y es probable que el operador limite la inyección desde los parques para evitar desconexiones. A eso se suma un desfase horario: en 2026, la afectación máxima ocurrió entre las 18:00 y las 23:00 horas en el 99% de los días, cuando los paneles no producen. Los 4 079 MWh diarios equivalen a unos 170 MW en promedio durante 24 horas, menos de lo que entrega una unidad como la Guiteras, en Matanzas, cuando está en servicio.
El almacenamiento responde a ambos problemas. Desde 2024, la República Dominicana exige que los nuevos parques de 20 a 200 MW incorporen baterías equivalentes al 50% de su capacidad, con una duración de 4 horas y capacidad para regular la frecuencia. Aplicada a Cuba, esa norma supondría unos 590 MW y 2 350 MWh, con un costo de entre 450 y 700 millones de dólares. Si las baterías solo recuperaran la energía que hoy se desperdicia, el déficit del pico nocturno bajaría en unos 270 MW. Cargadas al máximo cada día, la reducción llegaría a 590 MW, un 30%, a cambio de unos 250 MW más de afectación al mediodía.
Con un parque térmico al 80% de disponibilidad y baterías a plena carga, el déficit en el pico quedaría en el orden de 350 MW, sin recuperar ni un solo megavatio de generación distribuida. La mitad del déficit proviene de un parque térmico que rinde a menos de la mitad de lo normal, y la solar pierde una cuarta parte de su producción potencial. Las dos soluciones se pagan con lo mismo que falta para el petróleo: repuestos, mantenimiento de capital y baterías, que se compran en divisas.
(Tomado de Cuba Economic Review)