El sábado 16 de abril de 2022 la Central Termoeléctrica “Antonio Guiteras”, en Matanzas, se desconectó “de manera imprevista” del Sistema Electroenergético Nacional (SEN). Fue la tercera parada de esa planta desde el comienzo de marzo.
La Guiteras es una de las centrales más eficientes del país. Su cercanía con los yacimientos petrolíferos de la costa norte de Matanzas y Mayabeque y su enlace a través de un oleoducto con la terminal de supertanqueros hacen que la energía que aporta al sistema muchas veces marque la diferencia entre que se produzcan o no apagones en el país. Sin embargo, luego de 34 años de funcionamiento, está al límite del tiempo de operación recomendado por sus fabricantes, como casi todas las que operan en Cuba.
Entre junio de 2021 y abril de 2022, la Unión Eléctrica (UNE) reportó un poco más de 300 afectaciones en las unidades térmicas del país. Los incidentes estuvieron relacionados en su mayoría con unidades fuera de servicio por mantenimiento o averías.
La reciente crisis de abasto de combustible volvió a colocar a la industria eléctrica en el centro de la atención pública. Para sustituir la generación térmica, el combustible debió moverse a los grupos electrógenos y las gasolineras quedaron sin apenas servicio. Eso no ha evitado que aumenten los apagones programados, sobre todo al interior del país.
El alto costo del diésel hace inviable cubrir la demanda en Cuba de esta forma y las energías renovables necesitarán décadas antes de lograrlo. Solo la generación térmica es capaz de sostener el consumo nacional en el corto plazo. Pero las continuas roturas de los últimos tiempos alertan sobre la urgencia de inversiones que el país no tiene cómo pagar.
“Fuera de servicio”
Más de la mitad de la generación de energía en Cuba depende de las centrales termoeléctricas; mientras, otras formas de generación como las fuentes de energía renovables ocupan solo un 6 %. La paralización de cualquier unidad termoeléctrica causa un déficit complicado de cubrir, pues según el ministro de Energía y Minas, Liván Arronte Cruz, el SEN “opera con reservas bajas”.
El sistema electroenergético cubano cuenta con ocho centrales térmicas, entre las que se distribuyen 19 unidades de generación, cuya potencia nominal es:
La Máximo Gómez, en Mariel, Artemisa, con tres unidades cada una de 100 MWh, sincronizadas entre la segunda mitad de la década de 1970 y la primera de 1980;
la Otto Parellada, en La Habana, con una unidad de 60 MWh, sincronizada en 1971;
la Ernesto Che Guevara, en Santa Cruz del Norte, Mayabeque, con tres unidades cada una de 100 MWh, sincronizadas a finales de la década de 1980;
la Antonio Guiteras, en Matanzas, con una unidad de 330 MWh, sincronizada en 1988;
la Carlos Manuel de Céspedes, en Cienfuegos, con dos unidades de 158 MWh cada una, sincronizadas en la segunda mitad de la década de 1970;
la Diez de Octubre, en Nuevitas, Camagüey, con tres unidades de 125 Mwh, sincronizadas en la primera mitad de la década de 1980;
la Lidio Ramón Pérez, en Felton, Holguín, con dos unidades de 250 MWh cada una, sincronizadas en 1996 y 2000; y,
la Antonio Maceo en Santiago de Cuba, con cuatro unidades cada una de 100 MWh, sincronizadas en la primera mitad de la década de 1980.
Central flotante ubicada en La Habana. Foto: Jessica Dominguez
A eso se suman cuatro centrales flotantes contratadas a Turquía bajo acuerdos sucesivos desde 2019. En conjunto pueden generar 330 MWh y funcionan con fuel oil. Se hallan ancladas en las bahías de Mariel y La Habana, donde previsiblemente también será ubicada una quinta planta similar, de 15 MWh de potencia, que en las próximas semanas llegará a Cuba.
En septiembre de 2021, según Edier Guzmán Pacheco, director de Generación Térmica de la UNE, esta tecnología contaba con una capacidad instalada de 2 608 MWh divididos en 20 bloques de generación —un mes antes, el ministro de Energía y Minas había contabilizado uno menos— con un promedio de 35 años de explotación. La tecnología provenía la mitad de la extinta Unión Soviética, un 30 % de la antigua Checoslovaquia, y las demás, de Francia y Japón. La demanda mínima, en agosto de 2021, se registraba en los 2 000 MWh a las cuatro de la madrugada y a lo largo del día se producían dos “picos” de consumo que sobrepasaban los 2 500 MWh.
La planta habanera es la única que se encuentra paralizada, probablemente de manera definitiva. La Otto Parellada tiene un solo bloque térmico de 60 MWh, que además de ser el más antiguo del país lleva años motivando críticas por la contaminación que ocasiona en una zona densamente poblada de la capital.
Foto: Jessica Dominguez
Entre junio de 2021 y abril de 2022, la planta se reportó como “fuera de servicio” en 25 ocasiones. En agosto, el ministro Arronte informó que se encontraba en “proceso de mantenimiento”, pero en los meses sucesivos no se anunciaron planes para volver a sincronizarla. Las últimas inversiones realizadas allí, a finales 2021, tuvieron como objetivo instalar la línea de alta tensión que enlaza una de las centrales flotantes a su subestación y, a través de esta, al SEN.
Sin embargo, los mayores números de roturas se registraron en las termoeléctricas más antiguas —Mariel, Nuevitas y Santiago de Cuba—, que siempre tuvieron al menos uno de sus bloques fuera de servicio.
Las centrales Máximo Gómez y Lidio Ramón Pérez son ejemplos extremos de esa circunstancia. En el enclave de Mariel todos los bloques han reportado interrupciones intermitentes del servicio. Incluso el número seis, que en septiembre de 2021 se había reincorporado a la red luego de una reparación capital valorada en 300 millones de pesos y 113 millones de dólares. La unidad holguinera, por su parte, había sido sincronizada al SEN el primero de julio. Una inversión de 100 millones de pesos y 80 millones de dólares había permitido montar allí una nueva turbina, y rehabilitar su generador y caldera.
Otro ejemplo es el de la unidad número cuatro de la Antonio Maceo, reportada como “fuera de servicio por averías” entre el 11 y el 19 de octubre, y que a partir del 21 de octubre entró en mantenimiento por alrededor de un mes. Entre la fecha prevista para su reconexión —el 24 de noviembre— y la que en realidad logró estabilizarse —el 7 de diciembre— pasaron casi dos semanas.
En octubre, en medio de otro de los “períodos de contingencia energética” que se sucedieron el año pasado, la unidad seis de Mariel y la uno de Felton se desconectaron. Desde entonces, han salido y entrado de operación una docena de veces. Hasta el cierre de 2021, la justificación oficial era que el bloque holguinero todavía “se encuentra en proceso de ajustes”; sobre la industria artemiseña no se han brindado explicaciones.
La central Diez de Octubre también ha jalonado un rosario de desconexiones. Su unidad número cinco, que había entrado en mantenimiento el 11 de octubre, diez días después interrumpió la sincronización por averías. El intervalo de fallas se extendió hasta el 30 de noviembre. El 26 de abril —al momento de escribirse esta nota— la unidad cinco se encontraba otra vez inactiva, a causa de una avería ocurrida durante el intento de elevar su generación de 106 a 120 MWh. Ese incremento de carga implicaba llevar el bloque al límite de su capacidad, al aumentar de manera exponencial el riesgo de rotura, lo que en definitiva sucedió.
Todas las unidades térmicas deberían recibir al menos un mantenimiento al año, detalló el ministro Arronte en septiembre de 2021. Estos se dividen en ligeros, parciales o capitales, y son imprescindibles por el desgaste que causa el azufre contenido en el petróleo cubano. “Sin embargo, no hemos podido cumplirlos. En el caso de la Guiteras, llevamos cuatro años posponiendo su ciclo de mantenimiento capital y aunque se hacen trabajos menores no son suficientes”, ejemplificó.
“El panorama no es coyuntural [… La planta] se ha visto imposibilitada de recibir los ciclos de mantenimiento con todo lo que llevan y en el momento preciso, debido a las condiciones económicas del país”, reconoció Jorge Luis Maceira Esteva, director de mantenimiento de la industria nuevitera.
Según la información ofrecida por la UNE, entre junio y octubre de 2021 se incrementaron los reportes de fuera de servicio en las termoeléctricas y sus unidades de generación, mientras que no fue hasta octubre que se comenzaron a reportar las labores de mantenimiento programadas.
Pocas opciones
La energía producida por las termoeléctricas —llamada también “generación base”— es la más eficiente, si se descuentan las energías renovables y el gas natural, pues la mayoría de las centrales utilizan petróleo cubano (solo la planta cienfueguera quema fuel oil).
En julio de 2021, el director general de la termoeléctrica de Felton, Osmell Maturell Reyes, explicó al diario Granma que “la generación estable con combustible cubano es ocho veces más barata que con diésel importado”. Un ahorro de tal magnitud compensa los costos de operación adicionales a que obliga el alto contenido de azufre del crudo nacional, y ha inclinado al Minem a apelar a esa tecnología.
Todo indica que en el futuro cercano la industria termoeléctrica se mantendrá como la principal suministradora de energía en Cuba, pues el cambio de matriz energética está lejos de ser una realidad.
La inversiones para desarrollar fuentes renovables de energía solo llegaron al 40 % de lo previsto, el titular del Minem reconoció que “debíamos tener 506 MWh en operación, pero tenemos 302.6 MWh”. La primera bioeléctrica instalada en la central Ciro Redondo, en Ciego de Ávila, no ha conseguido funcionar de manera estable por errores diversos en el montaje industrial, y falta de piezas de repuesto y caña. Hasta diciembre de 2021 las deudas acumuladas por esa inversión superaban los 197 millones de pesos. Su experiencia arroja una sombra de duda sobre la viabilidad de las otras 18 bioeléctricas que, en principio, se había pensado instalar. También se han redoblado esfuerzos para captar empresarios extranjeros interesados en la energía solar y eólica, pero sin muchos resultados.
En octubre de 2021, Cuba se convirtió en el cuarto país latinoamericano en sumarse a la Alianza de Energía de la Franja y la Ruta, que impulsa China. Esa decisión, que se perfilaba como un paso de gigantes en la búsqueda de socios capitalistas para el sector eléctrico, no ha tenido hasta ahora mayor repercusión.
Por otra parte, 2022 pudo haber sido un año decisivo para la UNE en el empeño de acabar con los apagones en Cuba. Así lo anticipaba un acuerdo firmado en octubre de 2015 por el que la compañía rusa Inter RAO Export prestaría a la cubana Energoimport 1 200 millones de euros para instalar cuatro nuevos bloques en las termoeléctricas Ernesto Che Guevara y Máximo Gómez. La inversión pretendía conectar al SEN 800 MWh, incrementando en un 25 % la capacidad de generación térmica.
De acuerdo con el contrato, las unidades generadoras se habrían puesto en funcionamiento entre 2022 y 2024. Parte del dinero invertido se recuperaría gracias a la eficiencia de las nuevas industrias. “El combustible ahorrado […] será exportado y vendido para abonar el ingreso en una cuenta y así compensar el crédito”, anticipaba Edier Pacheco, quien por entonces se desempeñaba como director de Desarrollo de Centrales Térmicas en la UNE.
La última referencia oficial acerca de los nuevos bloques se publicó en noviembre de 2019, cuando el presidente Miguel Díaz-Canel visitó la central Ernesto Che Guevara. Para entonces, la obra se encontraba “en su fase inicial de ejecución [, en] labores de preparación del terreno y limpieza”. La nota no explicaba por qué luego de cuatro años el proyecto todavía estaba en sus inicios. Tampoco abordaba los cambios que —con toda probabilidad— habría de sufrir en sus plazos y condiciones de ejecución.
En los últimos dos años y medio las informaciones sobre la termoeléctrica mayabequense se limitan a dar cuenta de sus periódicas desconexiones del SEN. También en Mariel parecen haberse archivado los planes para la nueva unidad rusa. En vez de eso, todos los bloques se han sometido a reparaciones de diferente magnitud.
Hace años el Gobierno cubano prácticamente congeló las asignaciones de electricidad correspondientes a la economía productiva, al intentar hacer frente al incremento del consumo residencial, que entre 2018 y 2000 pasó de 4 246 000 a 9 012 000 MWh al año. La velocidad de ese crecimiento fue tres veces mayor que el de la producción de energía.
Esta nota no toma en cuenta el período 2019-2021 debido a su carácter excepcional, marcado por la coyuntura y la pandemia. Pero por lo visto, en 2022 la UNE no tendrá más alternativa que seguir “protegiendo” el servicio a los clientes privados, a costa del comprometido con las industrias y la agricultura.
Otras alternativas no se avizoran en el futuro cercano.
Tomando como referencia el acuerdo sobre las plantas que se pretendían construir en Santa Cruz del Norte y Mariel, serían necesarios 750 millones de euros para cubrir con generación térmica los 500 MWh reportados como déficit por la UNE durante el último verano. Setecientos cincuenta millones y cuatro o cinco años de margen para los trabajos.
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