Desde el año 2021, Cuba atraviesa por una compleja situación en su sistema electroenergético nacional. Los apagones han ido en aumento, con mayor incidencia en los últimos meses.
Aunque las proyecciones vaticinaban una mejoría de estas condiciones para la etapa estival, y aplacar así los molestos apagones, varios accidentes en unidades generadoras, unido a la obsolescencia tecnológica de la mayoría de las plantas, han provocado que el déficit de energía persista en el tiempo, provocando malestar en la población y afectaciones cuantiosas a la economía.
Cuba depende en gran medida de los combustibles fósiles para la producción de electricidad, siendo la responsable del 95% de lo que hoy se consume.
Según datos ofrecidos por el Ministerio de Energías y Minas, la capacidad instalada de generación energética en el país supera los 6 mil megawatts si se tienen en cuenta todas las formas de generación. De ellos, casi 2600 dependen de las centrales termoeléctricas, las que constituyen su generación base y son el sistema más robusto.
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).
Como se ha explicado en reiteradas ocasiones, en los últimos meses, el sistema ha operado con déficit de generación-sin reservas-, por lo cual se mantienen los prolongados apagones.
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. Del total de bloque, sólo 16 están disponibles.
La vida útil de una termoeléctrica está entre 30 y 35 años. Sin embargo, el talón de Aquiles de la generación térmica en el país es su envejecimiento. 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.
Edier Guzmán Pacheco, director de generación térmica de la Unión Eléctrica, ha detallado 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”.
- La CTE Máximo Gómez ubicada en Mariel provincia de Artemisa cuenta en la actualidad con tres unidades de 90 MW cada una con tecnología de la antigua Unión Soviética. Se le suma la nueva unidad (6) con 100 MW. Esta central tiene la posibilidad de consumir combustible crudo nacional que contribuye a la independencia energética del país.
- La CTE Otto Parellada ubicada en la capital del país tiene una potencia instalada de 60 MW con tecnología de la antigua Checoslovaquia, que tiene el beneficio de estar cerca del consumo lo que contribuye a la disminución de las pérdidas eléctricas.
- La CTE Ernesto Guevara en el municipio de Santa Cruz del Norte en la provincia de Mayabeque, cuenta con tres unidades, 2 de 100 MW y una de 95 MW una de tecnología soviética que también puede consumir combustible crudo nacional con la ventaja de que tiene el suministro a través de oleoducto lo cual reduce los costos por transportación del combustible.
- La CTE Antonio Guiteras, en la provincia de Matanzas, cuenta con el mayor unidad generadora del país con una potencia de 317 MW de tecnología francesa, este bloque consume crudo nacional que recibe por oleoducto y es el más eficiente del país.
- La CTE Carlos Manuel de Céspedes, en la provincia de Cienfuegos, con dos unidades japonesas de 158 MW de potencia instalada cada uno, son los de mayor confiabilidad y pueden recibir el combustible por oleoducto desde la refinería de Cienfuegos, están preparadas para la quema de combustible crudo nacional aunque regularmente consume fuel oil.
- La CTE Diez de Octubre, en el municipio de Nuevitas en la provincia de Camagüey, con tres unidades de 125 MW de potencia cada una y de tecnología fabricada en la Antigua Checoslovaquia.
- La CTE Lidio Ramón Pérez, en Felton en la provincia de Holguín, con dos unidades, una de 250 MW y otra de 230 MW de potencia cada uno con tecnología de la antigua Checoslovaquia.
- La CTE Antonio Maceo, en la península de Renté en Santiago de Cuba, cuenta con cuatro unidades de 95 MW de potencia cada uno con tecnología de la Antigua Unión Soviética, estos bloques también consumen petróleo crudo nacional.
La vida útil de estas instalaciones, dependen en gran medida 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.
Como mencionamos anteriormente, de los 20 bloques o unidades generadoras, solo están disponibles 16.
- El incendio ocurrido el 7 de marzo de este año, en la unidad 7 de la termoeléctrica de Mariel, provocó la pérdida de ese bloque y del No. 6. Este último bloque, nuevo, se había sincronizado en septiembre de 2021 y estaba en proceso de prueba. En total, 170 MW de potencia fueron afectados.
- El 8 de julio ocurrió otro incendio en la caldera del bloque 2 de Felton, que provocó la pérdida de un bloque que recién concluía un mantenimiento parcial ampliado. Se estimaba un aporte estable de 230 MW como parte del aseguramiento al verano.
- El bloque 4 de la termoeléctrica Diez de octubre, en Nuevitas, se paralizó por el alto grado de deterioro en la caldera, luego de más de 10 años sin realizar, por falta de recursos, los mantenimientos capitales que se programan cada lustro. Eso significa unos 70 MW.
En este escenario, a los 2 608 MW instalados en la generación térmica hay que restar la potencia de estos cuatro bloques: 565 MW de potencia instalada y unos 460 MW de potencia real.
Para revertir la compleja situación por la que atraviesa la generación de energía eléctrica y poner fin a los molestos apagones, recientemente se actualizó la estrategia diseñada, manteniendo como objetivo recuperar las capacidades de generación, respaldada por un financiamiento asignado para la ejecución de este programa de recuperación gradual que permita llegar a la sostenibilidad.
Según Liván Arronte Cruz, ministro de Energía y Minas, la estrategia gradual pretende que, antes de concluir el año, el sector recupere 489 MW de potencia, que hoy no están disponibles, de los cuales 291 MW son por limitaciones tecnológicas en centrales térmicas y 198 MW en la generación distribuida.
El ministro informó que otras proyecciones son incorporar, a finales de año con otras inversiones, 531 MW, complementadas con un programa para reforzar el plan de contingencia dirigido a reducir la demanda y el consumo de electricidad mientras dure la situación de emergencia.
Al mismo tiempo, se precisa acelerar el paso en el uso de energías limpias para la producción de electricidad, como elemento clave para el cambio de la matriz energética en el país.