El 16 de marzo de 2026, el Ministerio de Energía y Minas de Cuba informó sobre un apagón total del Sistema Electroenergético Nacional (SEN — Sistema Electroenergético Nacional). Este es el octavo apagón importante en 25 meses y el segundo colapso total en marzo de 2026 únicamente.
¿Qué ocurrió?
El Ministerio publicó un comunicado oficial: "Se ha producido una desconexión total del sistema eléctrico nacional; se están investigando las causas y se están activando los protocolos de restablecimiento." Un detalle técnicamente significativo: el Ministerio señaló que no se detectaron fallas en las unidades generadoras que estaban operando en el momento del colapso — la red falló mientras el equipo nominalmente funcional aún estaba en funcionamiento.
Este es una señal crítica para los ingenieros: el evento no fue provocado por una falla de un solo equipo. Fue un colapso en cascada sistémico — una situación en la que la producción combinada de todas las unidades operativas fue insuficiente para mantener el equilibrio entre generación y carga, provocando que la frecuencia de la red bajara por debajo del umbral en el que el sistema puede seguir operando.
Sistema eléctrico de Cuba: Visión técnica
Cuba opera una red aislada de isla sin interconexiones eléctricas con ningún sistema extranjero. Este es un factor estructural decisivo: cuando el sistema carece de capacidad, no existe la posibilidad de importar emergencia desde una red vecina — a diferencia, por ejemplo, de países europeos o estados latinoamericanos continentales.
Capacidad instalada frente a capacidad disponible
Según datos de Unión Eléctrica (UNE, operador nacional de la red eléctrica de Cuba), la capacidad instalada histórica del sistema es aproximadamente 6.650 MW. A principios de 2026, la red está generando alrededor del 26% de esa cifra — aproximadamente 1.730 MW.
Con una demanda pico de aproximadamente 3.000–3.080 MW, el deficit de generación en horas pico alcanza entre 1.300 y 1.350 MW — más del 40% de la demanda total.
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Desglose de la capacidad de generación
| Fuente | Potencia Nominal Instalada (MW) | Potencia Realmente Disponible |
|---|---|---|
| Plantas termoeléctricas (aceite pesado / gas) | ~4.700 | ~875 MW (≈25%) |
| Fotovoltaica solar | ~1.068 | hasta 900 MW (solo durante el día) |
| Generación distribuida (diésel, biogás) | ~800 | ~422 MW |
| Otras renovables (eólica, hidroeléctrica) | ~80 | ~50 MW |
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Características Clave del Sistema
- Topología de la red: Radial, red nacional única; sin interconexiones con sistemas extranjeros
- Tensión de transmisión: 220 kV (corredor principal), 110 kV
- Planta más grande: Planta Termoeléctrica Antonio Guiteras (Matanzas) — potencia nominal de 264 MW; operaba a ~226 MW en 2025 debido a fallas continuas
- Edad del equipo: La mayoría de las plantas termoeléctricas fueron puestas en servicio en la década de 1970–1980 — más de 40 años sin mantenimiento capital
- Expansión solar: 49 parques solares de 21,8 MW cada uno se pusieron en servicio durante 2025 (total ~1.068 MW)
Historial de Apagones (2024–2026)
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Cronología
| Fecha | Escala | Causa técnica | Duración |
|---|---|---|---|
| Feb 8–13, 2024 | ~45% del país | Escasez de piezas de repuesto; déficit crónico de capacidad | ~5 días (parcial) |
| Mar 17–19, 2024 | ~60% del país | Fallas repetidas en la planta Antonio Guiteras; escasez de combustible; hasta 18 horas/día | 3 días |
| Oct 5–6, 2024 | ~33% del país | Déficit de generación de 1,045 MW; colapso parcial | ~24 horas |
| Oct 18–24, 2024 | 100% (total) | Falla en la planta Antonio Guiteras (1,640 MW retirados en pico de cascada); red colapsó 4 veces durante el fin de semana | ~6 días |
| Nov 6, 2024 | 100% (total) | Aterrizaje del huracán Rafael; daños en la red de transmisión → desactivación en cascada | ~24 horas |
| Dic 4–5, 2024 | 100% (total) | Segunda falla en Antonio Guiteras; sobrecarga en línea de transmisión | ~12 horas |
| Sep 10–11, 2025 | ~60% del país | Avería mecánica en una de las plantas más grandes | ~24 horas |
| Dic 3, 2025 | ~40% (área de La Habana) | Falla en línea de transmisión entre dos plantas eléctricas → sobrecarga → ~3.5 millones desconectados | ~12 horas |
| Mar 4, 2026 | ~65% (occidente de Cuba) | Déficit de capacidad; La Habana, Pinar del Río, Camagüey | 72+ horas |
| Mar 16, 2026 | 100% (total) | Colapso en cascada con unidades nominalmente funcionando | en curso |
Análisis técnico: ¿Por qué sigue fallando el sistema?
1. Déficit crónico de capacidad en horas de pico
El sistema ha estado operando con un déficit estructural de ≥40% durante las horas de mayor demanda durante un período prolongado. Operar constantemente en este margen significa que cualquier desviación — una desconexión de una unidad, un aumento inesperado de carga— provoca desconexiones en cascada. En noviembre de 2025, Unión Eléctrica pronosticó una capacidad disponible de 1,375 MW frente a una demanda de pico de 3,080 MW: un déficit de 1,775 MW, con el sistema cubriendo solo el 44% de la demanda real.
2. Concentración crítica de generación en un solo nodo
La planta termoeléctrica Antonio Guiteras en Matanzas es la unidad generadora individual más grande del país, con una capacidad nominal de 264 MW. Su falla en octubre de 2024 retiró 1,640 MW del sistema en el pico de la cascada —una cantidad equivalente a más de la mitad de la demanda total de consumidores en ese momento. Esto representa una falla directa en el criterio de seguridad N−1 en un sistema aislado: la falla de cualquier elemento individual debe ser absorbible sin pérdida de estabilidad. Con un déficit crónico de capacidad, esto es estructuralmente imposible.
3. Deterioro físico de la infraestructura térmica
La mayoría de las plantas termoeléctricas cubanas fueron puestas en servicio entre las décadas de 1970 y 1980. Según el análisis del Horizonte Cubano de la Universidad de Columbia (2023), "la infraestructura básica de generación termoeléctrica, así como su capacidad de distribución, se ha colapsado tras más de cuarenta años de operación sin mantenimiento capital." A partir de octubre de 2025, las plantas térmicas estaban funcionando a aproximadamente el 25% de su capacidad nominal — tres cuartas partes de la capacidad instalada térmica de Cuba no está técnicamente disponible.
4. La paradoja solar: capacidad sin disponibilidad programable
En 2025, Cuba puso en servicio más de 1.000 MW de capacidad fotovoltaica (49 parques × 21,8 MW). En febrero de 2026, la isla estableció un nuevo récord de generación solar, superando los 900 MW.
Sin embargo, la generación solar no está disponible durante la noche, y las horas de mayor demanda en Cuba son entre las 18:00 y las 22:00 hora local. Sin sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) en volúmenes significativos, la capacidad solar no aborda el pico nocturno. Cuba comenzó a probar almacenamiento en baterías en cuatro subestaciones solo en agosto de 2025, con una capacidad inicial aún limitada.
El resultado estructural: la energía solar ha mejorado el equilibrio diurno, pero ha dejado el pico vespertino completamente dependiente de plantas térmicas envejecidas —precisamente el equipo que está fallando.
5. Aislamiento de la Isla: Ausencia de Importaciones de Emergencia
La red eléctrica de Cuba es aislada y no tiene líneas de interconexión eléctrica con ningún sistema externo. En caso de déficit de generación, el operador tiene dos opciones: desenergización controlada (apagones rotativos) o colapso en cascada descontrolado. Cuando la desenergización es insuficiente o se implementa demasiado lentamente, la frecuencia del sistema cae, se activan los sistemas de protección y la red colapsa por completo. El evento del 16 de marzo de 2026 —donde el equipo en operación era nominalmente libre de fallas— es una consecuencia directa de esta dinámica.
6. Mecanismo de Colapso en Cascada
La declaración del Ministerio de que "las unidades en operación no tenían fallas" permite reconstruir la secuencia técnica:
- Deficit de base ~1.300 MW → la desenergización no puede compensar completamente
- Caída de frecuencia — la frecuencia de la red cae por debajo de ~49,0 Hz
- Cascada de relés de frecuencia baja — las unidades generadoras se desconectan secuencialmente por protección contra frecuencia baja (UFLS)
- Colapso total — la carga restante supera la generación disponible de las últimas unidades → apagón
Las unidades "no tenían fallas" — se desconectaron correctamente por operación de relés de protección. La red colapsó debido a un desequilibrio estructural, no a fallas en el equipo.
Lecciones para Ingenieros de Sistemas Eléctricos Aislados
Cuba representa un caso extremo, pero técnicamente instructivo, para redes aisladas de islas:
-
La seguridad N−1 es físicamente imposible sin reserva giratoria. Un sistema que opera crónicamente con un déficit ≥40% no puede satisfacer N−1 bajo ninguna filosofía de protección. El margen de reserva no es un parámetro de optimización — es una condición previa a la estabilidad.
-
La concentración de capacidad en unidades grandes únicas = riesgo concentrado. Para sistemas aislados, la diversidad de generación y la distribución geográfica de las unidades es un principio fundamental de diseño de confiabilidad. La repetida caída del país provocada por una sola planta de 264 MW ilustra este riesgo a gran escala.
-
Las energías renovables no dispatchables sin almacenamiento trasladan el perfil de riesgo, pero no lo eliminan. Añadir 1.000 MW de energía solar sin respaldo dispatchable o almacenamiento no reduce el riesgo en horas de pico; puede aumentarlo, al incrementar la diferencia entre la capacidad disponible durante el día y la noche.
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La capacidad de arranque en negro está subdimensionada frente a la frecuencia de colapso de la red. La restauración de un sistema aislado completamente apagado requiere unidades dedicadas de arranque en negro (típicamente turbinas hidráulicas o de gas). Cuba dispone de capacidad muy limitada en este sentido, razón por la cual la restauración en octubre de 2024 tardó aproximadamente seis días.
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La diferimiento del mantenimiento de capital acumula riesgo operacional. Cuba lo ilustra a gran escala: cuatro décadas sin una revisión a nivel de capital han dejado la flota térmica como una superposición de fallas técnicas latentes, donde cualquier perturbación operativa puede desencadenar una falla en cascada.
Fuentes: Wikipedia — apagones en Cuba 2024–2026; Unión Eléctrica de Cuba (UNE); Ministerio de Energía y Minas (X); Horizonte Cubano / Universidad de Columbia; IEEE Spectrum; CiberCuba; Granma; Bloomberg Línea; Al Jazeera; PV Magazine; Power Magazine
Publicado: 16 de marzo de 2026