Diagnóstico del Sistema Eléctrico Nacional y su impacto en el occidente venezolano
Venezuela | En el marco de una investigación sobre el impacto de la crisis eléctrica en el sistema de educación superior, el programa Aula Abierta Radio entrevistó al profesor Pedro Omar Mora, director de la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de los Andes (ULA), para conocer el diagnóstico del Sistema Eléctrico Nacional y posibles soluciones a la grave crisis que vive el país.
Durante la entrevista, se analizaron las condiciones operativas de la infraestructura energética en los estados Mérida, Táchira, Trujillo, Barinas y el Alto Apure, así como el impacto que esta situación genera en el funcionamiento académico y administrativo de las instituciones públicas de educación superior en la región.
Según los datos de la Universidad de los Andes, la región occidental experimenta interrupciones programadas del servicio de hasta ocho horas diarias y fluctuaciones constantes de voltaje. Esta situación afecta el desarrollo regular de la docencia, la investigación científica en laboratorios y los procesos administrativos de las casas de estudio situadas al final de la red de distribución nacional.
Diagnóstico y capacidad operativa nacional
De acuerdo con los monitoreos realizados a partir de datos de la Corporación Eléctrica Nacional (Corpoelec), para mayo de 2026 la capacidad instalada nacional se situaba en 25.127 megavatios (MW). De este total, la generación efectiva se limitó a 11.993 MW, frente a una demanda nacional calculada en más de 15.500 MW, lo que representa un déficit superior a los 3.500 MW en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
El informe de la ULA indica que este déficit es consecuencia del deterioro progresivo de las plantas térmicas e hidroeléctricas, originado por la desinversión, la centralización del servicio a partir de 2007 y deficiencias en la planificación estatal. En el Bajo Caroní, la capacidad instalada de 13.977 MW presentó una producción real de 8.681 MW, registrando un déficit acumulado de 5.296 MW entre las centrales de Guri, Caruachi y Macagua.
En el caso del suroccidente del país, las plantas de San Agatón, La Vueltosa, José Antonio Páez, J.A. Rodríguez y Masparro poseen una capacidad instalada de 1.159 MW. No obstante, para mayo de 2026 solo operaban a un 25% de su capacidad, generando 295 MW. Esta cifra resulta insuficiente para cubrir el consumo de la región andina, cuyo déficit se sitúa por debajo de los 300 MW, sobrepasando la capacidad de transmisión del sistema interconectado.
Pérdidas de energía y alternativas
Las investigaciones del docente determinan que la transmisión de energía desde el Bajo Caroní hasta la región occidental registra una pérdida técnica estimada del 10%. Adicionalmente, las pérdidas no técnicas por tomas no autorizadas representan un 30% adicional de la energía generada, lo que requiere la producción de 1,4 MW en la fuente primaria para entregar 1 MW en la región andina.
Como medida de mitigación a corto plazo para reducir el pico de demanda entre las 7:00 p.m. y las 9:00 p.m., se planteó la aplicación de dos husos horarios en el territorio nacional mediante decreto ejecutivo, adoptando en el occidente el huso horario correspondiente a Colombia. Esta medida proyecta un ahorro equivalente a 300 MW diarios.
Asimismo, la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la ULA propuso la instalación de 25 granjas solares en embalses de los estados Mérida, Táchira, Trujillo, Zulia, Lara, Yaracuy y Falcón, con un potencial de generación de 1.560 MW. La inversión proyectada para este sistema asciende a 1.560 millones de dólares anuales, en comparación con los 3.724 millones de dólares requeridos para la operatividad de fuentes térmicas convencionales.
Estas soluciones, propuestas por el sector universitario en reiteradas oportunidades a las autoridades gubernamentales, responden a las necesidades sociales y al ahorro de recursos propuestos por el Ejecutivo Nacional, siendo las mejores y más eficientes estrategias que se podrían implementar para estabilizar el servicio eléctrico en el país.
