Situación actual y perspectivas de la generación eléctrica en Cuba

Situación actual y perspectivas de la generación eléctrica en Cuba (+ Video)

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Situación actual y perspectivas de la generación eléctrica en Cuba

El sistema electroenergético nacional atraviesa una tensa etapa, marcada por la rotura de varias termoeléctricas de alta generación y la falta de combustible. Para actualizar sobre la situación, las perspectivas de la generación eléctrica en el país, las medidas de contingencia adoptadas y otras informaciones de interés, comparecen este jueves en la Mesa Redonda el ministro de Energía y Minas y directivos principales de la Unión Eléctrica.

Las reservas de operación para cubrir la demanda del sistema eléctrico son bajas

Antes de explicar las causas de las afectaciones, el ministro de Energía y Minas, Liván Arronte Cruz, explicó cómo está conformado el parque de generación de Cuba. 

El 40.6% de la capacidad de generación se produce en centrales termoeléctricas, el 21.7% con motores a fuel oil, y el 21.9 % con motores a diésel. Estas dos últimas tecnologías, en los emplazamientos de generación distribuida instalados en todas las provincias del país. 

Hoy, casi el 8% se produce con el gas acompañante de la producción de petróleo, el 5% proviene de fuentes renovables de energía (agua, sol y viento), y el cerca de 3% restante se produce en las unidades flotantes enclavadas en el Mariel (patanas).

Cuando la disponibilidad de la generación no cubre la demanda –precisó el ministro–, hay que afectar el servicio eléctrico para poder mantener una reserva que permita garantizar la estabilidad del sistema y los requerimientos de seguridad. 

“El proceso de generación de electricidad es muy costoso. Cuba realiza un enorme esfuerzo para mantener la generación de electricidad en medio de la difícil situación económica que atraviesa hoy el mundo y nuestro país, agudizada por la pandemia de la covid-19 y el impacto del asedio económico, comercial y financiero de Estados Unidos”, dijo.

Aseguró que la generación de electricidad sigue siendo una prioridad en el país y a ello se destina parte de los escasos recursos financieros de los que se dispone, en medio de muchas necesidades, para sostener la generación y adquirir los combustibles.

“No es solo mantener la generación. También tenemos que comprar los combustibles que hacen falta para mantenerla y para el sostén de la economía. Con los precios actuales del mercado y por el riesgo Cuba y las primas que nos ponen, el combustible nos sale mucho más caro que como se oferta en el mercado internacional. 

“Puede estar en el orden de los 150 y hasta 200 millones para comprar todo el combustible de un mes de generación. Una parte se produce en el país, pero una parte, como los motores diésel y a fuel, consumen combustible que hay que adquirir, así como una parte del crudo para las refinerías. 

“En medio de toda la situación que vive el país, en la que hay que comprar medicinas y alimentos, están también el combustible y la generación, que significan un impacto importante en la economía. De los escasos recursos disponibles, también se le pone dinero a la generación”, señaló.

Desde el 21 de junio, se están produciendo afectaciones al servicio eléctrico nacional, provocadas por la baja disponibilidad de las capacidades de generación en el sistema eléctrico nacional.

Al comenzar a abordar las causas, Arronte Cruz recordó que, para operar de manera estable y segura, un sistema eléctrico requiere una potencia de reserva disponible para enfrentar cualquier contingencia.

Actualmente –dijo–, las reservas de operación del sistema eléctrico son bajas y en ocasiones han estado por debajo de lo que se requiere para cubrir la demanda de energía de los consumidores, por lo que se hace necesario e inevitable la afectación del servicio eléctrico.

Aclaró que en el caso del sistema eléctrico cubano, esta reserva requerida debe ser igual o mayor que 500 MW para poder suplir cualquier contingencia imprevista o por necesidades de mantenimiento a unidades generadoras de gran potencia.  

En el país existen ocho centrales termoeléctricas con un total 20 bloques en explotación, que constituyen la parte más importante de la generación base del sistema eléctrico. 

“La vida útil de una termoeléctrica está entre 30 y 35 años. En nuestro caso, excepto los dos bloques de Felton, que llevan 25 y 21 años sincronizados, los demás tienen más de 30 años de explotación y siete de ellos acumulan más de 40 años operando.

“Las termoeléctricas, que son la generación base del sistema, están asistidas por los grupos de generación distribuida: los grupos electrógenos de fuel y los motores diésel instalados en todas las provincias. La generación con fuel en motores forma parte de la generación base del sistema, mientras que la generación con diésel se emplea para cubrir los picos de máxima demanda y cubrir la demanda cuando hay averías o mantenimientos de unidades de mayor potencia en la generación bae”, explicó el ministro de Energía y Minas.

Esa generación distribuida también presenta limitaciones tecnológicas y ha estado afectada por la falta de piezas de repuesto, añadió.

Apuntó que las limitaciones para adquirir los materiales, insumos y piezas de repuesto de las unidades generadoras y de los motores de la generación distribuida a fuel oil y diésel, han ocasionado la disminución de su disponibilidad técnica en estas tecnologías y, por ende, los bajos niveles de reserva. “Ante cualquier tipo de salida por emergencia de las unidades que están en operación, entonces se produce el déficit de generación. 

“Hoy, en medio de toda esta situación, las dificultades no son mayores porque hay un grupo grande de ingenieros, técnicos y obreros que todos los días, mediante innovación, buscan y dan soluciones a muchos de los problemas que surgen en nuestra industria todos los días”, afirmó.

¿Cuáles son las causas de las averías que están ocurriendo en las unidades de generación?

Edier Guzmán Pacheco, director de generación térmica de la Unión Eléctrica, Foto: Roberto Garaicoa.

Al intervenir en la Mesa Redonda, Edier Guzmán Pacheco, director de generación térmica de la Unión Eléctrica, señaló que la potencia instalada en los bloques térmicos es de 2 608 MW, distribuidos en ocho centrales termoeléctricas. 

En total, son 20 bloques de generación, de varias tecnologías o fabricantes, incluyendo el nuevo bloque de Mariel. Se dividen en 10 bloques procedentes de la antigua Unión Soviética, dos bloques japoneses, marca Hitachi; seis bloques de la antigua Checoslovaquia y un bloque francés, de Alstom, en la termoeléctrica Antonio Guiteras.

“Ahora se suma el bloque 6 de Mariel, cuya caldera fue construida en Eslovaquia y cuyo turbogrupo es de procedencia rusa”, precisó Gúzmán Pacheco.

“Estos bloques, desde su arranque hasta el día de hoy, tienen una edad promedio de 35 años, considerando el más viejo, Tallapiedra, con 49 años, y el bloque 6 de Mariel, que es completamente nuevo.

“La vida útil de un bloque térmico, así como de cualquier instalación industrial depende de varios factores, relacionados con las paradas, arranques, horas de explotación, procesos de calentamiento que sufren y que determinan una vida de aproximadamente 35 años. En algunas ocasiones, puede ser mayor, pero está en dependencia de varios factores”, dijo.

Entre los más importantes, mencionó la calidad de la tecnología utilizada por el fabricante en su diseño y construcción (por ejemplo, qué metales utilizó, cuáles fueron las tecnologías, las presiones y temperaturas con las que trabaja).

Igualmente, la calidad de la explotación y la disciplina tecnológica durante su operación en el control de los parámetros tecnológicos, en el rigor con el cual los operadores realicen las salidas, paradas y subidas de presión, temperatura, cómo mantienen los niveles y revisión del bloque.

En lo referente a este factor, el director de generación térmica de la Unión Eléctrica reconoció el trabajo de los operadores en medio de la pandemia, “pues muchos han tenido que doblar turnos de compañeros enfermos y otros han tenido que aislarse en el régimen de burbuja para que la covid no afecte el proceso de generación”.

Como otro factor que influye en la vida útil de estas instalaciones, se refirió al cumplimiento de los ciclos de mantenimiento y el rigor técnico durante su ejecución.

“Esta labor se hace considerando los criterios de los fabricantes, las prácticas internacionales y las experiencias de nuestros ingenieros. A partir de la utilización del combustible crudo cubano, con entre 7 y 8% de azufre, los ciclos de mantenimiento deben acortarse, por lo cual, aunque el diseño permitía mayor tiempo entre cada una de las paradas, ahora son más frecuentes por la agresividad del ácido sulfúrico y la alta corrosión en el interior de las calderas.

“Un porcentaje normal de azufre en el crudo está en los niveles de 1.5 o 1.2, y cuando tiene 3% ya se considera un porcentaje altamente sulfuroso, con tratamientos especiales que requieren de aditivos y una preparación inicial que incluye elevar la temperatura y tratamiento de los gases. Es muy agresivo sobre todo para las calderas”, apuntó.

Normalmente, el mantenimiento que se debe ejecutar es del 20%, que está en el orden de 50 a 70 días anualmente en varias paradas planificadas por cada bloque. Esos mantenimientos, de distintos tipos, se programan entre dos a tres de tipo ligero, de 10 días cada uno, y uno del tipo parcial o parcial ampliado, de 20 a 30 días.

Entretanto, los mantenimientos capitales se planifican cada cinco años. En estos se intervienen los equipos principales y pueden tener una duración de entre 100 y 150 días, aunque pueden extenderse a ocho meses, en dependencia de las condiciones en que se encuentre el bloque.

“Para que se cumplan los ciclos de mantenimiento capitales en la totalidad del parque de generación térmica, se requiere ejecutar este tipo de mantenimiento en dos bloques por año. Es decir, deben salir del sistema electroenergético dos unidades para, a los cinco años, volver a comenzar por la última unidad que se ejecutó.

“Estos mantenimientos capitales son muy costosos y están en el orden de entre 40 y 80 millones de pesos, en dependencia del alcance que se determine y las condiciones del bloque. Cuando hay que incluir la modernización y el cambio de los sistemas de control automático o de muchos de los agregados de las calderas y tuberías de alta presión de aceros especiales, se encarecen los mantenimientos”, dijo.

Para que un bloque se considere en ciclo de mantenimiento, término que se usa para declarar que está en condiciones óptimas para la operación o su uso, no basta que se haya ejecutado el mantenimiento capital, sino que es necesaria la ejecución de los mantenimientos ligeros y parciales.

Guzmán Pacheco informó que, de los 20 bloques existentes en el país, 18 están fuera de ciclo de mantenimientos ligeros y parciales, y 16 están fuera de ciclos de mantenimientos capitales. Incluso, algunos tienen más de dos ciclos de retraso en estos últimos. 

“Por eso podemos decir que la baja disponibilidad de generación está relacionada fundamentalmente con el mantenimiento que no ha podido ejecutarse a las centrales termoeléctricas”, afirmó.

Como causas para la no ejecución de los mantenimientos planificados, mencionó la falta de materiales y piezas de repuesto por limitaciones financieras, que impiden adquirir los recursos necesarios para las reparaciones.

Asimismo, el retraso en la terminación y entrada de los bloques de Renté 5 (concluido en febrero), Felton 1 (planificado para abril, y concluido en julio) y Mariel 6 (se está concluyendo en septiembre), que son nuevas inversiones e incorporan 460 MW. Esto obliga a que no puedan ser sacadas escalonadamente, para mantenimiento, otras unidades que lo requerían.

“La conclusión de estos tres bloques, y la incorporación de los 460 MW, fueron afectadas, además de problemas técnicos, por el bloqueo de Estados Unidos y por los efectos de la pandemia”, subrayó.

En el caso de Mariel 6, cuando se disponía a embarcar el cilindro de media presión de la turbina, una pieza que pesa alrededor de 60 toneladas que ya estaba pagada, la compañía que realizaría esa maniobra decidió cancelar el traslado por las presiones del título III de la Ley Helms Burton. Esto causó seis meses de retraso por la necesidad de buscar otra compañía, y obligó a comenzar el montaje sin esa pieza.

“Otro ejemplo concreto del impacto del bloqueo lo sufrimos también con Mariel 6. Cuando el sistema de regulación de turbina estaba listo para enviar por una compañía alemana, a última hora se negó a enviarlo por las presiones del Título III. Otra vez hubo que buscar otra compañía y aceptar condiciones con las que no habíamos trabajado. Si bien es un nuevo proveedor que encontramos, el cambio retrasa el curso normal de lo planificado en la inversión”, explicó

Informó que Mariel ya logró sincronizar. “La hemos tenido en operación en 50 MW, y ahora estamos tratando de mejorar la carga y las condiciones de generación. Si bien se requiere financiamiento, hay que contar con una importante fuerza trabajadora, utilizar las potencialidades de la industria nacional y la inventiva buscando soluciones a los problemas que se presentan, resultado de la experiencia en la explotación de esta compleja industria”, apuntó.

“La pandemia de covid también impactó en la terminación de las inversiones. Agradecemos a los trabajadores que no se detuvieron. Tuvimos el apoyo de las autoridades del Gobierno y el Partido de las provincias de Holguín y Artemisa, que velaron, además, por que no se corrieran riesgos ni ocurrieran focos de transmisión en las instalaciones, pero tuvimos afectaciones. 

“Por la covid nos vimos obligados, además, a trabajar sin la asistencia técnica extranjera que participa normalmente en los procesos de puesta en marcha. Tuvimos que trabajar mucho por videoconferencia, una práctica no habitual pero que hemos incorporado, aunque no sustituye lo presencial y los ajustes del montaje mecánico que realiza un personal especializado.

“Pero, qué ha pasado, por ejemplo, con Felton 1, que ha salido reiteradamente, aun siendo una inversión nueva que está en fase de ajuste y puesta en marcha. Hay que aclarar que las interrupciones y las salidas de línea que han ocurrido en estos bloques, como parte del proceso de ajuste y puesta en marcha, están dentro de las normas establecidas para este tipo de instalaciones. Ajuste y puesta en marcha significa que hay que ‘calentar’ y cumplir con los parámetros de presión, proceso en el cual pueden detectarse tensiones que agrieten los tubos.

“En el caso de Felton, ha salido de línea cuatro veces por fallas en caldera, y en esas cuatro salidas se han encontrado defectos en siete uniones de soldadura. En esta caldera se sustituyó una parte importante de la superficie interior de la caldera, y se realizaron unas 40 000 uniones soldadas en tuberías de diferentes diámetros y materiales.

“La tercera causa, también relacionada con la baja disponibilidad y con el impacto del mantenimiento, es el alto índice de averías o salidas imprevistas de los bloques que permanecen en operación. Es cierto que los bloques se disparan y salen con mucha frecuencia de operación”, apuntó.

“La falta de mantenimiento incrementa la pérdida de confiabilidad y la probabilidad de fallas y averías del bloque. Esto, a su vez, ocasiona fallas de diferentes equipos, que provocan la salida de la operación. 

“La solución de dichas fallas o averías, impide la ejecución de los mantenimientos del tipo planificado; los bloques empiezan a perder carga y se incrementan las limitaciones. Aunque no perdemos el tiempo, siempre se organizan de inmediato acciones de mantenimiento, pero son siempre las que caben dentro del tiempo que dure la avería, no las que deseamos hacer o que el bloque requiere como parte de su ciclo”, explicó.

Aseguró que todas las salidas de línea  imprevistas de los bloques son sometidas a una minuciosa investigación técnica, hasta encontrar la causa raíz de su ocurrencia. “Es una práctica en la operación del sistema eléctrico que, si no se determina la causa de la salida, el bloque no es autorizado por el Despacho Nacional para su puesta en servicio. Es obligatorio por cuestiones de seguridad.

Por último, el director de generación térmica de la Unión Eléctrica mencionó las limitaciones de potencia de los bloques que están en operación. 

“Esto significa que el bloque está en operación, generando corriente, pero no logra alcanzar su potencia máxima (siempre hay un margen de limitación entre 5 y %), debido a ensuciamiento, pérdidas de aire, salideros de agua o ensuciamiento en intercambiadores de calor. Hoy tenemos 700 MW en limitación en todas las unidades en funcionamiento”, dijo.

¿Cuáles son las perspectivas para mejorar la situación actual?

En cuanto a las perspectivas para mejorar la situación actual, afirmó que la Unión Eléctrica no está de brazos cruzados. “Hay muchos trabajadores enfrascados en revertir esta situación, pero tenemos que, obligatoriamente, comenzar a ejecutar los mantenimientos. La solución está en recuperar las capacidades de generación que hoy están indisponibles. Ya tenemos la unidad de Felton, y Mariel ya logró sincronizar.

“Tenemos muy buenos ejemplos en la Empresa de Mantenimiento de Centrales Eléctricas. Hoy construimos el 100% de los conductos de aire y de gases de nuestras calderas. Eso requiere materiales, por lo que garantizar financiamiento es imprescindible. También se construyen boquillas para los quemadores, atomizadores, cestos para los calentadores de alta presión, los agregados internos de la caldera, recalentadores, sobrecalentadores; todos, procesos con soldaduras. 

“No solo contamos con la Unión Eléctrica, sino con la industria nacional. El pasado año tuvimos una falla en Nuevitas que dejó fuera un bloque de 120 megawatts, y se construyó en planta mecánica de Camagüey la pieza necesaria: un piñón de un reductor, de 600 mm de diámetro. Se logró fabricar y poner en funcionamiento. No se trata solo de financiamiento; aunque se cuente con el dinero, para realizar una pieza como esa cualquier fabricante puede demorar de tres a cuatro meses, más el tiempo de embarque”, señaló.

Informó que en la generación distribuida, la industria nacional tiene hoy 674 piezas en estudio; de ellas, 376 en diseño y 262 fabricadas y en prueba para su montaje específico en motores. “No es todo lo que se requiere, pero son pasos importantes para la sustitución de importaciones y el ahorro de recursos financieros.

“Existe además, un programa de mantenimiento escalonado, pues todos los bloques no pueden salir al mismo tiempo, y en la medida en que se vayan completando los recursos, dentro de las posibilidades para adquirirlos, se comenzarán a ejecutar los mantenimientos.

“En medio de las difíciles condiciones que enfrenta el país, se ha destinado un financiamiento a la Unión Eléctrica, que permitirá recuperar 608 MW antes de que concluya el año, con lo cual, de manera gradual, se irá mejorando la reserva operacional del sistema y disminuirán las salidas imprevistas. 

“En estos momentos se encuentra fuera de servicio el bloque de la termoeléctrica Antonio Guiteras por una falla en caldera. Se trabaja 24 horas en la solución de esta avería y el mantenimiento. Durante el tiempo de solución de esta avería se realizan otras acciones de mantenimiento, que permitirán la entrada al sistema del bloque con 260 MW, recuperando 90 MW que tenía limitados en el momento de su salida de servicio”, dijo.

Además, anunció que se ejecutarán los mantenimientos parciales ampliados a Felton, que tiene una limitación de 130 MW y debe recuperarla al concluir el año, y también al bloque de 5 de Mariel. Para el año que viene, están planificados mantenimientos en el bloque 8 de Mariel, el 6 de Renté y el bloque 5 de Diez de Octubre.

¿Cómo se organizan las afectaciones al servicio eléctrico?

Jorge Armando Cepero Hernández, director general de la Unión Eléctrica.

Jorge Armando Cepero Hernández, director general de la Unión Eléctrica, explicó cómo se organizan las afectaciones del servicio eléctrico.

“Lo primero es que, diariamente, en el despacho nacional de carga, con los datos estadísticos que posee, se realiza el pronóstico de la demanda del día por hora, y a partir del pronóstico de la potencia disponible se hace el modelo del cubrimiento de la demanda por día”, dijo.

Cuando la potencia disponible no cubre la demanda, se planifica entonces la afectación del servicio con base en el déficit de capacidad de potencia disponible que se tenga. “El parque nacional de carga toma ese déficit y lo distribuye por provincias, tomando como referencias los clientes residenciales en cada uno de los territorios, y después se distribuye ese déficit por los diferentes circuitos, que están agrupados en las provincias por bloques”.

Cada provincia, en dependencia del tamaño, tiene entre cuatro o cinco bloques de afectaciones, y circuitos que son apagables. “Se han planificado apagones de alrededor de cuatro o seis horas. En una provincia que tiene cuatro o cinco bloques, esto permite una afectación de 16 o 20 horas, que es lo que normalmente se pronostica cuando sale un bloque. De ser más las unidades fuera de servicio, la afectación será mayor”.

En el contexto actual, con la pandemia, hay circuitos que no se incluyen en la programación de las afectaciones, no son apagables, pues tienen carga de interés económico, social. 

El director general de la UNE recordó que desde ellos se alimentan centros hospitalarios, policlínicos y principales instalaciones de bombeo de agua para la población en general. “Hemos hecho un trabajo en cada una de las provincias, tratando de llevar al máximo este tipo de circuitos apagables, y con esto, al haber más potencias que se puede afectar, es menos la afectación en cada lugar”.

Destacó que el colectivo de la Unión Eléctrica “ha trabajado bastante en los últimos días, y siempre trata de que la afectación no sea mayor de cuatro horas, y si puede ser en horario del día, mejor”. 

“Siempre que se afecta es porque no hay disponibilidad de potencia”, afirmó.

Con relación a las afectaciones mayores de cuatro horas, una de las principales quejas de la población, el directivo dijo que son varias las causas. 

“El despacho nacional pronostica la demanda y cómo se va a cubrir, con una información inicial, pero puede suceder que en el transcurso del día esa carga planificada para apagar aumente porque se presentan roturas no planificadas, salidas imprevistas, y eso puede aumentar el horario de apagón y el cubrimiento de la demanda que estaba planificada”.

Sucede también –continuó– que durante el apagón ocurra una avería en el circuito.  “A veces, al haber una coincidencia en las cargas, a la hora de restablecer el servicio hace aumentar la demanda de este y provocan averías imprevistas, se pueden romper conectores, los puentes de los circuitos o se dañan transformadores”.

Respecto al proceso de encendido y apagado de los circuitos, puntualizó que siempre que se puede, se hace de manera automática. “Tratando de poner más circuitos apagables, a veces, a la hora de reponer, puede ocurrir un retraso en ese sentido. Es una causa que puede influir en que se demore más de lo previsto, aunque trabajamos para que eso disminuya”. 

Precisó que este jueves no hay apagones. “Había una reserva. Ya debe estar entrando en estos momentos la unidad 6 de Mariel y las que estaban fuera están cubriendo la demanda del sistema eléctrico nacional”.

Importación de equipos: ¿Soporta el sistema eléctrico el crecimiento de la demanda?

¿Soporta el sistema eléctrico el crecimiento de la demanda, a partir de la venta de equipos electrodomésticos de los últimos años? A esta pregunta, Cepero Hernández respondió que la capacidad instalada en nuestro sistema eléctrico duplica la máxima demanda que se ha reflejado históricamente.

“Hoy no hay problema de capacidad instalada. Hay en el sistema más de 6 500 MW instalados, y la máxima demanda registrada está en el orden de los 3 300 a 3 500 MW, que incluye la generación por motores diésel, fuel, por plantas térmicas, el gas, las potencias instaladas en los centrales azucareros.

Insistió en que hay capacidad y que no se puede limitar al pueblo en que emplee recursos, eleve su calidad de vida. “El problema real está en la baja disponibilidad de las plantas generadoras, las limitaciones actuales de estos bloques y las situaciones que han presentado los motores de generación distribuida, por falta de piezas y recursos para alistarlos.

“En eso es en lo que hemos estado enfrascados en los últimos meses y en lo que estaremos trabajando en los venideros, tratando de ir recuperando la carga que está limitada en esos bloques y restituir el ciento por ciento de la demanda que recibe el sistema”, concluyó. 

“El llamado es a hacer un uso racional de la energía”

Tatiana Amarán Bogachova, Viceministra de Energía y Minas

De acuerdo a Tatiana Amarán Bogachova, Viceministra de Energía y Minas, una de las acciones principales para reducir el impacto de las afectaciones en el sistema electroenérgético consiste en maniobrar para tener la mayor cantidad de potencia disponible en los horarios de mayor demanda. 

“Las labores de reparación se ejecutan en turnos de trabajo durante las 24 horas, esto sumado a las coordinaciones habituales en la distribución de combustibles, priorizando los destinados para la generación para que todas las unidades y motores que técnicamente estén disponibles puedan generar”, explicó.

Asimismo, otra acción consiste en implementar restricciones al consumo en el sector estatal, con el propósito de maximizar la cantidad de energía que se entrega al sector residencial. “Los planes de energía concebidos para el sector productivo y de servicios, ajustados en los meses de abril y mayo, se volvieron a reajustar, dejando una cantidad mínima de energía para aquellos centros vitales para la población”.

Tatiana Amarán comentó que del total de electricidad que se consume en el país, el 61 por ciento se destina al sector residencial, mientras que el resto corresponde al sector estatal y otros servicios no residenciales. Para evaluar y optimizar estos consumos, continúan funcionando los Consejos Energéticos para proponer y controlar un grupo de acciones encaminadas al uso racional de la energía:

  • Acciones de control por la ONURE y sus representaciones en los territorios para que cada entidad estatal cumpla con los índices de consumo de electricidad contra los niveles de actividad ejecutados.
  • Establecimiento de un plan de máxima demanda en el horario pico para cada territorio.
  • Desplazamiento de las cargas no residenciales para fuera de los horarios de mayor demanda.
  • Incremento de las acciones de inspección en el seguimiento al cumplimiento de los planes y las medidas de ahorro por los gobiernos territoriales, la ONURE y la empresa eléctrica. Las violaciones son analizadas en los Consejos Energéticos Provinciales con los directivos de las entidades que incurran en ellas.
  • La ONURE emite documento resumen con el comportamiento de la demanda y el cumplimiento de esta respecto al plan y al día anterior, las violaciones detectadas en entidades, OSDE y provincias, así como el cumplimento de la demanda propuesta a regular en cada centro alto consumidor.

La viceministra del MINEM ratificó no se trata de no usar la energía ni renunciar a la mejora en la calidad de vida de nuestra población. “El llamado es a hacer un uso racional de la energía”, puntualizó.

Ministro de Energía y Minas: “Siempre mantendremos informado a nuestro pueblo”

Liván Arronte Cruz, Ministro de Energía y Minas

Antes de concluir la Mesa Redonda, Liván Arronte Cruz, Ministro de Energía y Minas, ratificó que conocen el malestar que provocan los apagones. “Nadie puede pensar que se quieren dar de manera intencionada para molestar al pueblo” —dijo—, mientras confirmó que se trabaja de manera ininterrumpida para solucionar las averías y ejecutar los mantenimientos que permitan recuperar las capacidades de generación y reserva operacional.

“Se buscan soluciones mediante innovaciones a muchos de los problemas que se presentan diariamente. La electricidad es un proceso continuo las 24 horas y a cada segundo de cada día”, aseguró.

Asimismo, recalcó que los problemas no se resuelven en un breve plazo, porque es vital solucionar primero los más sencillos para conseguir más disponibilidad de generación. Luego centrarse en los más complejos, que requieren una mayor cantidad de recursos financieros. No obstante, aseguró que “existe en el país el potencial técnico y los talleres para ejecutar reparaciones y fabricar muchas de las partes y piezas que se necesitan”.

De igual forma, explicó que poseen una estrategia a mediano y largo plazo para seguir desarrollando el sistema eléctrico y hacerlo menos dependiente de los combustibles fósiles importados, la cual se irá implementando en la medida que las condiciones lo permitan.

“Dentro de los proyectos de esta estrategia se destacan cuatro bloques de generación térmica de 200 MW cada uno, que utilizarán crudo nacional y un amplio programa de energía renovable. Decir que hoy hay 3500 MW gestionándose en diferentes etapas para implementar proyectos con fuentes renovables, que se han visto afectados por la circunstancia actual”, anunció.

Finalmente, el ministro de Energía y Minas ratificó la voluntad de mantener una información constante sobre la situación real del Sistema Electroenergético Nacional. “Queremos transmitirle a todo nuestro pueblo confianza y seguridad de que se trabaja por todos los trabajadores y cuadros del sector para minimizar las afectaciones en las complejas situaciones que nos encontramos”, concluyó.

En video, la Mesa Redonda


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