SISTEMA ELÉCTRICO VENEZOLANO: DEL COLAPSO PARCIAL AL COLAPSO TOTAL
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Por Jorge Pérez*
Venezuela se encuentra frente a una realidad eléctrica que no admite más postergaciones ni explicaciones coyunturales. Lo hemos advertido reiteradamente en distintos medios de comunicación, entrevistas y espacios de análisis: el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) atraviesa una condición de colapso parcial, caracterizada por su progresiva pérdida de confiabilidad, estabilidad operativa y capacidad para garantizar la continuidad del servicio.
Es importante comprender que una crisis eléctrica no necesariamente desemboca de manera inmediata en un apagón nacional. Antes de llegar a ese escenario, puede atravesar una fase de deterioro estructural en la que el sistema continúa funcionando, pero lo hace con márgenes operativos cada vez más reducidos, una infraestructura debilitada, menor capacidad de respuesta ante contingencias y una creciente dependencia de condiciones operativas que no siempre pueden garantizarse.
Eso es precisamente lo que entendemos por colapso parcial: un sistema que todavía presta servicio, aunque lo hace bajo condiciones de vulnerabilidad creciente, con interrupciones recurrentes, restricciones de suministro y una capacidad cada vez más limitada para responder ante perturbaciones de importancia. El colapso total sería el escenario extremo: la pérdida generalizada y sostenida de la capacidad de suministrar electricidad, con una interrupción de gran alcance que supere la capacidad de recuperación operativa del sistema.
El evento registrado este domingo 1 de noviembre de 2026 constituye una nueva señal de alarma sobre la fragilidad de nuestra infraestructura eléctrica.
UNA PERTURBACIÓN QUE DEBE ENCENDER TODAS LAS ALARMAS
De acuerdo con un reporte atribuido al Despacho Regional Guayana del Centro Nacional de Despacho, emitido a las 9:22 de la mañana, se produjo una disminución de 4.668 MW en la exportación de energía desde Guayana, acompañada de un registro de frecuencia de 62,09 Hz.
El reporte señala la actuación del esquema de sobretensión y el disparo de tres líneas estratégicas de 765 kV:
• La Arenosa–Yaracuy 2.
• San Gerónimo–La Horqueta.
• Malena–San Gerónimo 1.
Adicionalmente, se reportó el disparo del SVS de la subestación La Horqueta, del autotransformador AT2 de 765/400/20 kV de esa misma instalación y de la unidad generadora G14 de la Casa de Máquinas Guri 2, cuya protección registró potencia inversa.
No estamos hablando de instalaciones secundarias ni de elementos periféricos de la red. Estamos hablando de componentes fundamentales de la columna vertebral del sistema de transmisión venezolano, particularmente de la infraestructura de 765 kV que permite transportar grandes bloques de energía desde el complejo hidroeléctrico del Bajo Caroní hacia los principales centros de consumo del país.
La actuación simultánea o sucesiva de estos elementos evidencia la gravedad de la perturbación y obliga a examinar las condiciones de estabilidad, protección y capacidad de respuesta de la red.
Hay un dato que merece especial atención: los 62,09 Hz reportados representan una sobrefrecuencia considerable respecto de los 60 Hz nominales. Esta condición puede asociarse con un desequilibrio entre generación y demanda, particularmente cuando una perturbación provoca la separación eléctrica de áreas del sistema.
Una hipótesis que debe investigarse es que la pérdida de capacidad de evacuación de Guayana haya producido un excedente de generación respecto de la carga que permaneció conectada en esa área, favoreciendo un incremento de frecuencia. Sin embargo, para confirmar esta secuencia es indispensable conocer los registros de frecuencia en diferentes subestaciones, las oscilografías de las líneas y la cronología exacta de las actuaciones de protección.
También debe determinarse si la sobretensión fue el fenómeno desencadenante o si fue consecuencia de una perturbación previa.
El disparo del SVS de La Horqueta merece especial consideración, dado que estos sistemas cumplen una función fundamental en la regulación dinámica de tensión y el soporte de potencia reactiva. Su indisponibilidad durante una contingencia puede reducir los márgenes de estabilidad de la red.
Por otra parte, la actuación de la protección de potencia inversa de G14 requiere revisar la secuencia de eventos, las condiciones de operación de la turbina y la respuesta de los sistemas de regulación de la unidad.
La coincidencia temporal de estos acontecimientos con reportes ciudadanos de fluctuaciones de voltaje e interrupciones en distintas regiones del país refuerza la necesidad de una investigación operativa integral.
EL PROBLEMA NO ES SOLAMENTE LA GENERACIÓN: ES LA FRAGILIDAD DE LA RED
Uno de los errores más recurrentes al abordar la crisis eléctrica venezolana es concentrar la discusión exclusivamente en cuántos megavatios se encuentran disponibles o cuántos pueden incorporarse próximamente al sistema.
La generación es indispensable, pero no es suficiente.
Un sistema eléctrico necesita capacidad de generación, transmisión y distribución, además de sistemas de control, protección, compensación reactiva, telecomunicaciones, automatización y coordinación operativa que permitan transportar y entregar la energía en condiciones de seguridad y confiabilidad.
Podemos recuperar unidades hidroeléctricas y termoeléctricas, incorporar nuevos megavatios e incrementar la disponibilidad de generación; pero si no recuperamos simultáneamente la infraestructura que permite evacuar, transportar y distribuir esa energía, estaremos construyendo una solución incompleta.
El evento del 1 de noviembre vuelve a colocar en evidencia la vulnerabilidad de los corredores de transmisión de 765 kV y sus interconexiones con la red de 400 kV.
Esta infraestructura constituye una verdadera autopista eléctrica nacional. Su función es transportar grandes bloques de energía desde Guayana hacia el centro y occidente del país, mediante instalaciones estratégicas como Malena, San Gerónimo, La Horqueta, La Arenosa, Yaracuy y los demás nodos que integran la red troncal.
La pérdida de disponibilidad de estos corredores, sus autotransformadores, sistemas de compensación y equipos asociados compromete la capacidad de transferencia de potencia y reduce los márgenes de seguridad del sistema.
No podemos ignorar, además, la obsolescencia acumulada de una parte importante de los activos, las limitaciones de mantenimiento, la pérdida de capacidades técnicas especializadas y las deficiencias que deben investigarse en los sistemas de protección y control.
Una red de transmisión no se vuelve confiable por el simple hecho de que sus líneas permanezcan energizadas. Necesita disponer de equipos en condiciones adecuadas, protecciones correctamente coordinadas, sistemas de control funcionales y capacidad de respuesta ante contingencias.
Lo ocurrido obliga a revisar si los esquemas de protección, compensación y control están respondiendo conforme a los criterios de diseño y operación para los cuales fueron concebidos.
La situación es especialmente delicada cuando se pretende incrementar la generación del Bajo Caroní sin recuperar previamente, o en paralelo, la capacidad de evacuación y estabilidad de la red.
LA RECUPERACIÓN DEL BAJO CARONÍ Y LA RED TRONCAL NO PUEDEN ESPERAR
Desde nuestra perspectiva, la recuperación del Sistema Eléctrico Nacional debe abordarse mediante un programa integral, simultáneo y técnicamente coordinado.
No se trata de escoger entre recuperar generación o recuperar transmisión. Se trata de ejecutar ambas cosas en paralelo.
En primer lugar, es imperativo acelerar la recuperación de las unidades hidroeléctricas del Bajo Caroní, particularmente en Guri, Macagua y Caruachi, aprovechando el potencial energético de una de las cuencas hidroeléctricas más importantes de América Latina.
En este sentido, es necesario concretar los recursos financieros requeridos para activar los compromisos establecidos con General Electric Vernova, ahora GE Vernova, en el marco del contrato y del manifiesto de intención suscrito en agosto de 2026.
Los anticipos correspondientes son fundamentales para que la empresa pueda iniciar y ejecutar las obras contempladas en esos instrumentos, movilizar recursos técnicos, programar intervenciones y avanzar en la recuperación de los equipos comprometidos.
No podemos seguir anunciando procesos de recuperación mientras los recursos financieros que permiten su ejecución permanecen pendientes.
Pero hay un segundo componente que resulta igualmente urgente: la recuperación de la generación termoeléctrica.
Venezuela necesita recuperar su capacidad de generación térmica para complementar la hidroelectricidad, disponer de mayor flexibilidad operativa y reducir la exposición del sistema a contingencias que afecten la disponibilidad de los recursos hidráulicos o la capacidad de transmisión desde Guayana.
Una matriz de generación equilibrada requiere que las unidades termoeléctricas recuperen su capacidad efectiva de operación y puedan responder conforme a las necesidades del sistema.
Por ello, consideramos indispensable avanzar también en las negociaciones técnicas, comerciales y financieras con Siemens.
Hemos tenido conocimiento de la visita del vicepresidente de Corpoelec a Alemania, presumiblemente con el propósito de sostener encuentros con representantes de la alta dirección de Siemens. De confirmarse esta información, esperamos que estas gestiones se traduzcan en acuerdos concretos y no se limiten a encuentros institucionales.
Es necesario consignar las cuentas correspondientes, alcanzar acuerdos técnicos y comerciales, formalizar los contratos respectivos y garantizar los anticipos financieros que permitan acometer las intervenciones necesarias.
La recuperación de las unidades termoeléctricas debe avanzar paralelamente con la recuperación de las unidades hidroeléctricas del Bajo Caroní.
GENERAL ELECTRIC Y SIEMENS: UNA DEPENDENCIA TECNOLÓGICA QUE DEBE SER ATENDIDA
Hay un aspecto que merece especial atención en la planificación de esta recuperación: la dependencia tecnológica del parque eléctrico venezolano respecto de General Electric y Siemens.
De acuerdo con las estimaciones de dependencia tecnológica que manejamos, aproximadamente el 66 % de la capacidad de autotransformación y transformación, así como de determinados sistemas y equipos asociados a la infraestructura eléctrica, está vinculada a tecnologías de estas dos empresas.
Esta realidad tiene implicaciones estratégicas.
No estamos hablando exclusivamente de turbinas y generadores. Estamos hablando de autotransformadores, transformadores de potencia, interruptores, sistemas de protección, control, automatización, equipos de subestaciones y otros componentes fundamentales para la operación de las redes de transmisión y distribución.
La dependencia de estas tecnologías obliga a establecer una estrategia de recuperación que contemple repuestos, asistencia técnica especializada, rehabilitación de equipos, actualización tecnológica y contratos de mantenimiento de mediano y largo plazo.
Particularmente, debemos atender la infraestructura de transmisión de 765, 400, 230 y 115 kV, así como las redes de distribución de alta y media tensión.
El deterioro de cualquiera de estos componentes puede comprometer la confiabilidad de todo el sistema.
Por eso, los acuerdos con General Electric Vernova y Siemens no deben analizarse como operaciones comerciales aisladas. Constituyen decisiones estratégicas para recuperar capacidades fundamentales de la infraestructura eléctrica nacional.
La recuperación de la generación y la recuperación de las redes deben formar parte de un mismo programa maestro, con cronogramas, financiamiento, metas verificables y supervisión técnica.
LA PRIORIDAD INMEDIATA: INTERVENIR LA RED DE TRANSMISIÓN
A partir de lo que sabemos y conocemos desde hace más de 12 años junto a lo ocurrido este domingo 1° de noviembre, si me pusieron a elegir ¿qué haría?, consideramos que la intervención de la red troncal de transmisión debe adquirir carácter prioritario.
Mientras se ejecuta la recuperación de los megavatios de generación, es indispensable desarrollar un programa de emergencia dentro del “Plan de Emergencia Eléctrica Nacional PLEENA” para rehabilitar los corredores de 765 y 400 kV, revisar los autotransformadores estratégicos, recuperar los sistemas de compensación reactiva y verificar el funcionamiento de los esquemas de protección y control.
Este programa debe contemplar, como mínimo:
1. Diagnóstico integral de la red troncal: evaluación del estado de las líneas, subestaciones, interruptores, transformadores y autotransformadores de 765 y 400 kV. (Para ello tenemos nuestra propuesta de diagnóstico junto a la creación del primer gemelo digital en nuestra website).
2. Recuperación de los sistemas de compensación reactiva: rehabilitación de los SVS y demás equipos destinados al control dinámico de tensión.
3. Revisión de los sistemas de protección: auditoría de ajustes, coordinación, selectividad y tiempos de actuación de las protecciones de líneas, transformadores y unidades generadoras.
4. Actualización de los sistemas de control y supervisión: recuperación de los sistemas SCADA, telecomunicaciones, automatización y supervisión en tiempo real.
5. Evaluación de la capacidad de transferencia: determinación de los límites operativos seguros de los corredores de 765 y 400 kV, considerando contingencias y criterios de seguridad N-1.
6. Plan de contingencia y recuperación: revisión de los esquemas de separación controlada de áreas, rechazo de carga, reducción de generación y procedimientos de restablecimiento del servicio.
7. Mantenimiento mayor de activos estratégicos: intervención de los equipos que presenten obsolescencia, indisponibilidad recurrente o limitaciones de operación.
El objetivo debe ser recuperar los márgenes de estabilidad y confiabilidad del sistema antes de incorporar nuevos bloques importantes de generación que puedan superar la capacidad de evacuación de la red disponible.
VENEZUELA NO PUEDE ESPERAR A QUE OCURRA UN BLACKOUT NACIONAL
La gravedad de la situación es que seguimos administrando una crisis estructural mediante respuestas coyunturales.
Cada vez que ocurre una perturbación de importancia, se evidencia la vulnerabilidad de una infraestructura que debería estar preparada para soportar contingencias sin comprometer la continuidad del servicio.
No podemos normalizar que la población viva sometida al bestial Plan de Racionamiento o como lo han etiquetado PAC, además de interrupciones recurrentes, fluctuaciones de tensión y restricciones de suministro, mientras los activos estratégicos del sistema continúan acumulando años de deterioro y desinversión.
Tampoco podemos esperar que se produzca un apagón generalizado y permanente para reconocer que el sistema ha perdido capacidad de respuesta.
El colapso parcial es una condición que se manifiesta precisamente cuando la infraestructura continúa funcionando, pero ha perdido buena parte de los márgenes de seguridad, redundancia y confiabilidad que garantizan su operación estable.
El paso hacia un colapso total no es inevitable, pero el riesgo aumenta cuando se posterga la recuperación de los activos, no se ejecutan las inversiones necesarias y se continúa operando una red con limitaciones estructurales.
UNA DECISIÓN ESTRATÉGICA PARA EVITAR EL COLAPSO TOTAL
Desde nuestra perspectiva, Venezuela necesita una decisión de Estado y la voluntad política suficiente que trascienda las respuestas de emergencia y permita ejecutar un verdadero Plan Maestro Nacional contentivo del PLEENA y del programa nacional de recuperación y modernización del Sistema Eléctrico Nacional.
La prioridad debe estar centrada en cuatro grandes líneas de acción simultáneas:
• Recuperar la generación hidroeléctrica y termoeléctrica, mediante la activación efectiva de los compromisos con General Electric Vernova y Siemens.
• Rehabilitar de manera urgente la infraestructura de transmisión y distribución, con especial atención a los corredores de 765, 400 kV y sus troncales junto a sus instalaciones estratégicas.
• Restablecer las capacidades de planificación, operación, mantenimiento, control y gestión técnica del sistema, con personal calificado y estándares internacionales de confiabilidad.
• Incorporar progresivamente nuevos megavatios de las unidades recuperadas y a parir de nuevas fuentes de energía como la solar en la región norcostera al occidente del país y como propusiera la academia con parques fotovoltaicos en cuerpos de agua adyacentes a infraestructura eléctrica para su evacuación y entrega al SEN.
Desde la Red Internacional de Profesionales del Sistema Eléctrico Nacional de Venezuela (RIPSENV), hemos insistido en la necesidad de construir una hoja de ruta estratégica que permita recuperar y modernizar el SEN sobre bases técnicas, institucionales y financieras sostenibles la cual ya estamos finiquitando, pero también que sea convocado un “Consejo de Expertos” integrados por los grupos de opinión técnicos, los gremios, la academia y las organizaciones de la sociedad civil dentro y fuera del país con pericias y experiencia .
No se trata simplemente de devolver la electricidad a los hogares. Se trata de reconstruir un sistema eléctrico capaz de acompañar la recuperación económica, industrial y social del país.
El evento del 1 de noviembre debe servir como una advertencia y, sobre todo, como un punto de inflexión.
La generación del Bajo Caroní debe recuperarse. La generación termoeléctrica debe rehabilitarse. La red troncal de transmisión debe intervenirse. Los sistemas de protección, control y compensación deben modernizarse.
Todo esto debe ejecutarse simultáneamente, con recursos financieros garantizados, asistencia tecnológica especializada y una gerencia profesional capaz de conducir el proceso.
Venezuela todavía tiene la oportunidad de evitar que el colapso parcial se transforme en un colapso total. Pero esa oportunidad se reduce cada día que se posterga la recuperación integral del sistema.
La electricidad no admite improvisaciones. La estabilidad de un país tampoco.
No esperemos el blackout nacional para comprender la dimensión de la crisis. El momento de actuar es ahora.
* Experto en Energía, Mercado Eléctrico y Políticas Públicas
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