ENERGÍA · SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL
La corriente interrumpida
El sistema eléctrico cubano: de la electrificación de la isla al apagón permanente
Este expediente reconstruye la trayectoria del sistema electroenergético nacional (SEN) de Cuba desde vísperas de 1959 hasta julio de 2026, contrastando lo que se construyó con el estado actual de la red. En 1958 la isla tenía una capacidad instalada de entre 397 y 430 MW y una electrificación del 56% de la población, concentrada en las ciudades; según compilaciones de la época, Cuba figuraba entre los dos primeros países de América Latina en consumo eléctrico por habitante, aunque el ranking exacto (primero o segundo, tras o junto a Argentina) y la cifra per cápita concreta no pudieron verificarse contra la fuente primaria y se dejan como afirmación cualitativa. El 6 de agosto de 1960 el Estado nacionalizó la Compañía Cubana de Electricidad, que suministraba más del 90% de la electricidad vendida en el país. Entre los años sesenta y ochenta, con apoyo soviético, se construyeron la mayoría de las grandes termoeléctricas que aún hoy sostienen el sistema, y en 1992 el SEN alcanzó su pico documentado: 3.676 MW de capacidad interconectada y un 95% de electrificación. La caída de la URSS abrió el Período Especial: sin crudo subvencionado, el mantenimiento se volvió inviable. En 2005 y 2006 la llamada Revolución Energética apostó por miles de grupos electrógenos diésel y fuel-oil distribuidos (entre 2004 y 2020 se importaron más de 73.000), pero el alivio duró apenas unos cinco años. El estado actual es de crisis: la demanda pico ronda los 3.000 MW (rango observado 2.900–3.300), mientras la capacidad realmente disponible fluctúa a diario y se ha reportado desde 1.165 hasta 1.880 MW en 2025 y 2026. El déficit medio de 2025 fue de unos 1.531 MW según Horizonte Cubano (Columbia Law), con picos de hasta 2.054 MW. La producción anual de 2025 fue de 15.918 GWh, alrededor de un 25% por debajo de los 19.071 GWh de 2020, aunque con una leve recuperación frente a 2024 atribuible al aporte solar. La generación térmica fósil (termoeléctricas de vapor más motores diésel y fuel-oil) representa cerca del 80%; la mayor planta, la CTE Antonio Guiteras de Matanzas (330 MW, unos 38 años de explotación), encadenó 17 desconexiones del sistema a comienzos de julio de 2026. La mayoría de las termoeléctricas supera los 30 a 40 años, muy por encima de su vida útil de diseño. Los apagones diarios oscilan entre 12 y 20 horas como suelo, con picos documentados de hasta 30 horas en La Habana y hasta 87 horas continuas en Matanzas, y afectaciones simultáneas de entre el 54% y el 72% del territorio. Entre octubre de 2024 y julio de 2026 el país sufrió al menos seis apagones nacionales totales. La dependencia del combustible importado se agravó: en 2025 México fue el mayor proveedor (~44%), seguido de Venezuela (~34%) y Rusia (~15%), pero Venezuela cortó sus envíos por completo tras la captura de Nicolás Maduro en enero de 2026. La única señal de crecimiento es la solar fotovoltaica, que pasó de unos 298 MW a fin de 2024 a 1.084 MW a fin de 2025, con apoyo chino. El expediente cierra con dos ejercicios interpretativos, marcados como tales: una comparación de instantáneas entre Cuba y dos pares regionales que no vivieron la ruptura de 1959 (República Dominicana, con 5.950 MW instalados y 99,6% de electrificación, y Costa Rica, con 3.658 MW y una matriz más del 95% renovable), y un cálculo ilustrativo del coste de oportunidad de una Cuba con red estable y fiable para alojar centros de datos, sector para el que la fiabilidad de la red, el precio del kWh y la conectividad submarina son decisivos. No se afirma causalidad: la comparación entre países es observacional y las proyecciones son escenarios explícitos, no contabilidad.
Fuentes: Unión Eléctrica (UNE) · Horizonte Cubano (Columbia Law) · IEEE Spectrum · ONEI · prensa independiente
Datos actualizados: 2026-07-07