Una marca de 16.030 megavatios fue reportada por el Ministerio para la Energía Eléctrica como la demanda instantánea más elevada de los últimos nueve años en Venezuela. El dato, difundido en canales oficiales, corresponde a las mediciones del 18 de septiembre y supera los registros de agosto, cuando se contabilizaron 15.625 MW el día 10 y 15.726 MW el día 11.
La cartera atribuyó el ascenso a las temperaturas elevadas y a una mayor exigencia energética de la población. En el mismo mensaje, solicitó apagar artefactos sin uso y hacer un consumo racional para sostener la operatividad del Sistema Eléctrico Nacional durante la contingencia climática.
La reacción de los usuarios en redes sociales fue crítica. Residentes de varios estados señalaron que el servicio sigue sometido a suspensiones prolongadas que no se anuncian formalmente. Denunciaron interrupciones de cinco a ocho horas continuas y variaciones de voltaje frecuentes. Una internauta identificada como Hyacinth cuestionó en X que se pida ahorro cuando reciben más de siete bajones diarios. Otros señalaron daños en electrodomésticos y paralización de actividades comerciales y residenciales.
Las quejas también apuntaron a una distribución desigual de los cortes. Según los reportes, la mayoría de los estados enfrenta bloques rotativos de apagones, mientras la capital permanece mayormente excluida. Un usuario resumió: “Un rato se apaga Barinas, el otro Lara, el otro rato Carabobo y por otro rato más todos los estados menos Caracas”. Algunos recordaron que el aumento de la demanda es un fenómeno natural y rechazaron que se presente como causa del deterioro del servicio.
El especialista en materia eléctrica Aníbal Sánchez precisó que un pico de consumo mide la solicitud instantánea del sistema, no la capacidad de sostenerla sin racionar ni el estado de la infraestructura. Según su análisis, la capacidad instalada del país se ubica entre 34.000 y 37.000 MW, pero la generación efectiva operativa apenas alcanza entre 12.000 y 14.000 MW. Esa brecha produce un déficit proyectado de 1.600 a 3.900 MW en las horas de mayor demanda.
A lo anterior se suman pérdidas técnicas en transmisión y distribución que sobrepasan el 30 % de la energía producida. El parque térmico, pese a contar con una capacidad instalada cercana a 21.000 MW, solo aporta entre 2.700 y 2.800 MW operativos. La industria petrolera, por su parte, requiere alrededor de 1.600 MW para sus operaciones básicas.
En el plano hidroeléctrico, la unidad 17 de la Central de Guri está fuera de servicio desde el 29 de agosto, lo que representó una merma de aproximadamente 1.200 MW en el Bajo Caroní. El complejo opera cerca del 60 % de su capacidad instalada de 10.350 MW, con 7 de sus 20 unidades detenidas. Técnicos advierten que la unidad 15 presenta condiciones de riesgo operacional, lo que pondría en juego otros 580 MW. A ello se suma la amenaza de sequía asociada al fenómeno Súper Niño sobre los embalses.
El analista sostiene que el llamado al uso racional es correcto, pero no reemplaza la recuperación de megavatios efectivos. Plantea un plan integral que abarque plantas térmicas e hidroeléctricas como Guri, Macagua y Tocoma, el mantenimiento de líneas de transmisión, la reducción de pérdidas y la publicación de cronogramas oficiales de racionamiento por circuito.
Aunque el Gobierno suscribió acuerdos preliminares con GE Vernova e IMPSA, los especialistas coinciden en que se trata de compromisos iniciales sin resultados inmediatos. “El país mide el servicio en horas con luz, no en el número del pico”, concluyó Sánchez.
Qué cambia o a quién afecta
El récord de demanda no altera la brecha entre generación efectiva y consumo. Con una oferta operativa de 12.000 a 14.000 MW y un déficit de hasta 3.900 MW en horas pico, los racionamientos y las fluctuaciones de voltaje continuarán afectando a hogares y comercios. La salida de la unidad 17 de Guri y el riesgo en la unidad 15 reducen aún más el margen del sistema hidroeléctrico.
Los acuerdos con GE Vernova e IMPSA no representan una solución inmediata. Mientras no se recuperen megavatios en plantas térmicas e hidroeléctricas ni se reduzcan las pérdidas técnicas, los usuarios seguirán enfrentando interrupciones del servicio, con impacto directo en la continuidad de actividades básicas y en la operatividad de pequeños y medianos negocios.
Fuentes consultadas
- Fuente original: elpitazo.net (publicado el 19 de septiembre de 2026)
