mayo 31 2026, 9:00 pm
La noche del 7 de marzo de 2019, las luces se apagaron en casi toda Venezuela. En cuestión de minutos, unos 30 millones de personas en los 23 estados quedaron sumidas en la oscuridad.
Por: Autana Intelligence Network
Los hospitales corrieron a buscar plantas eléctricas. Los pasajeros del metro caminaron a casa por calles sin alumbrado. El agua dejó de llegar, porque las bombas que la mueven funcionan con electricidad. En la mayor parte del país, el servicio no regresó durante más de cinco días.
Fue el peor apagón en la historia de Venezuela, pero no fue un accidente fortuito. Fue el resultado previsible de décadas de decisiones — y para entender por qué, conviene dejar de pensar en la electricidad como algo invisible y empezar a pensarla como agua que circula por un gran sistema nacional de tuberías.
La electricidad como sistema de tuberías
Imagine el sistema eléctrico de Venezuela como una enorme red de tuberías.
Las centrales hidroeléctricas del río Caroní — Guri, Caruachi, Macagua — son como colosales estaciones de bombeo. El agua retenida tras cada represa es energía almacenada. Cuando esa agua cae a través de las turbinas, hace girar los generadores, y los generadores producen electricidad.
Pero producir energía en la central no basta. El agua que reposa en un tanque no llega sola a su cocina; hay que empujarla. Ese empuje es el voltaje — en términos de fontanería, la presión. La cantidad de electricidad que de verdad circula es la corriente — el volumen de agua que pasa por la tubería. Y así como forzar demasiada agua por un tubo lo somete a esfuerzo, demasiada corriente por un cable lo hace recalentar.
Por eso Venezuela construyó sus líneas de transmisión de 765.000 voltios (765 kV). Elevar el voltaje es como subir la presión en un acueducto de larga distancia: permite mover enormes cantidades de energía a lo largo de cientos de kilómetros sin necesitar un flujo de corriente imposiblemente grande — y con muchísima menos pérdida de calor en el camino.
Cuando la energía finalmente llega a una ciudad, no puede entrar directo a los hogares a 765.000 voltios — sería como apuntar una manguera de bomberos al grifo de la cocina. Los transformadores y las subestaciones de distribución reducen la presión por etapas, hasta dejarla en el nivel que usan las casas, los hospitales, las escuelas y el alumbrado público.
Así, todo el sistema se puede entender en clave de tuberías:
Guri es el embalse y la estación de bombeo principal.
El voltaje es la presión.
La corriente es el flujo.
Las líneas de transmisión son las tuberías de larga distancia.
Las subestaciones son las válvulas y estaciones de presión.
Los transformadores suben o bajan la presión.
Las líneas de distribución son las tuberías del vecindario.
Los hogares y comercios son los grifos.
Una mirada de cerca: qué hace realmente un transformador
Cómo funciona un transformador: la corriente alterna en la bobina primaria crea un campo magnético cambiante en el núcleo de hierro, que induce electricidad en la bobina secundaria. La proporción de vueltas en cada lado determina si el voltaje se eleva o se reduce.
Los transformadores son la pieza menos comprendida de este sistema y una de las más importantes para esta historia, así que vale la pena detenerse un momento.
Un transformador es, en esencia, dos bobinas de alambre enrolladas alrededor de un núcleo de hierro compartido, sin conexión directa entre ellas. La electricidad entra por un lado — el primario — y sale por el otro — el secundario — pero nunca pasa directamente de una bobina a la otra. Los dos lados se “comunican” a través del magnetismo.
Aquí está el truco. Cuando la corriente alterna circula por la primera bobina, crea un campo magnético en constante cambio dentro del núcleo de hierro. Ese campo en movimiento, a su vez, empuja la electricidad a través de la segunda bobina. Nada conecta físicamente los dos lados; la energía salta de uno a otro como magnetismo y reaparece como electricidad.
Lo que hace útil al aparato es el número de vueltas de cada bobina. Si la bobina de salida tiene más vueltas que la de entrada, el voltaje sale más alto de lo que entró — el transformador “eleva” la presión. Si la bobina de salida tiene menos vueltas, el voltaje sale más bajo — la “reduce”.
En nuestros términos de fontanería, un transformador es una caja de cambios para la presión. Así como las marchas de una bicicleta permiten cambiar velocidad de pedaleo por fuerza para subir una cuesta, un transformador cambia voltaje por corriente: suba la presión y el flujo se encoge; bájela y el flujo crece. La energía total que pasa se mantiene casi igual — el aparato simplemente la reempaqueta.
Por eso la red necesita transformadores en ambos extremos. Cerca de Guri, los transformadores elevan el voltaje a 765.000 voltios para que la energía pueda viajar por todo el país con mínima pérdida. Cerca de cada ciudad, otros transformadores lo reducen de nuevo, por etapas, hasta que sea seguro para el cableado de su casa.
Y el objeto que hace todo esto es mucho más grande de lo que la mayoría imagina. Un transformador de alta tensión es un enorme tanque de acero lleno de aceite aislante para que no se recaliente, recubierto de radiadores con aletas para enfriarse y coronado por altos “bujes” de cerámica donde se conectan las líneas. Estos son los gigantes grises y silenciosos que habitan dentro de subestaciones como San Gerónimo y La Arenosa — y, como veremos, son también la parte más difícil de reemplazar de toda la red.
Siguiendo la energía a lo largo del país
Flujo de electricidad a granel en Venezuela. La energía sale del complejo Guri / Simon Bolivar, en el estado Bolivar, y recorre la columna vertebral de 765 kV pasando por Malena y el centro de maniobra de San Geronimo antes de abrirse hacia Caracas, el corredor Valencia-Maracay, Barquisimeto y Maracaibo. Mapa ilustrativo de carga.
Vale la pena trazar exactamente a dónde va la electricidad de Venezuela, porque la geografía es todo el problema.
Todo comienza en el Complejo Hidroeléctrico Guri / Simón Bolívar, en el estado suroriental de Bolívar, cerca de las ciudades industriales de Puerto Ordaz y Ciudad Guayana. Desde allí, la columna vertebral de 765 kV — la tubería más gruesa y de mayor presión del sistema — corre hacia el noroeste pasando por la subestación Malena (también en Bolívar) hasta la subestación San Gerónimo, en el estado Guárico. San Gerónimo es el gran centro de maniobra: casi toda la energía que sale del Caroní pasa por allí antes de repartirse al resto del país.
Desde San Gerónimo, el flujo se divide. Un camino continúa al oeste por una línea troncal de 765 kV hasta La Arenosa, en el estado Carabobo — la puerta de distribución del centro-occidente — que alimenta el denso corredor industrial de Valencia (Carabobo) y Maracay (Aragua). Otro camino sube al norte por las subestaciones Sur y La Horqueta para abastecer a Caracas (Distrito Capital) y el centro-norte.
Desde La Arenosa, la red regional de menor voltaje (las líneas de 400 y 230 kV) se abre en abanico hacia el lejano occidente: por Yaracuy hasta Barquisimeto, en el estado Lara, y más allá, por la subestación El Tablazo, hasta Maracaibo, la segunda ciudad del país, en el estado Zulia — a más de mil kilómetros de la represa que la alimenta.
Mire ese mapa y el peligro salta a la vista. Caracas, Valencia, Maracay, Barquisimeto y Maracaibo están repartidas a lo largo y ancho del norte y el occidente del país — y sin embargo todas penden del mismo cable que sale de un solo complejo en el rincón suroriental. Corte la línea entre Guri y San Gerónimo y la mitad poblada de Venezuela se apaga de golpe. Eso es exactamente lo que ocurrió en 2019.
Una maravilla construida sobre un único punto de fallo
Durante un tiempo, Guri fue la central hidroeléctrica más poderosa de la Tierra. Cuando entró en operación superó a la represa estadounidense Grand Coulee como la mayor del mundo en capacidad de generación, un título que conservó hasta que la Itaipú de Brasil la superó. Sigue siendo uno de los grandes logros de ingeniería del siglo XX, alimentada por los inmensos recursos hídricos de la cuenca del Caroní — energía barata, abundante y renovable.
Pero ese triunfo escondía un peligro. Venezuela llegó a depender de Guri para una enorme parte de su electricidad — según la mayoría de las estimaciones, entre el 70 y el 80 por ciento del suministro de todo el país. El conjunto de la cascada del Caroní aporta cerca de la mitad de toda la energía que consume la nación. Concentrar tanta producción en una sola región convirtió a todo el sistema en un único punto de fallo. Cada vez que algo sale mal en el complejo del Caroní, o en las líneas que llevan su energía hacia el occidente, el daño no es local — es nacional.
Qué falló realmente en 2019
El gobierno de Maduro atribuyó el apagón de marzo de 2019 a un ciberataque estadounidense y a un “sabotaje”. Los ingenieros venezolanos señalaron de inmediato el problema evidente de esa versión: los sistemas de control de Guri no están conectados a internet.
Lo que indican las evidencias es algo mucho más ordinario. Incendios de vegetación — fuegos de maleza en el pasto seco bajo el corredor de transmisión entre Guri y San Gerónimo — recalentaron una de las principales líneas de 765 kV que llevan energía al oeste.
Al fallar esa línea, su carga se trasladó a las demás, que se sobrecargaron y se dispararon en cascada hasta que la red colapsó. Dos ingenieros reportaron que la limpieza rutinaria de la vegetación bajo las líneas simplemente se había suspendido unos tres años antes.
En términos de fontanería: nadie había despejado los escombros alrededor de la tubería principal, un pequeño incendio la debilitó, y cuando reventó, la sobrecarga arrasó con todo lo que venía detrás.
Por qué no había respaldo
Una red sana sobrevive a la pérdida de una gran fuente porque algo más asume la carga. Venezuela no tenía margen.
El país sí posee centrales térmicas (de gas y diésel) — en principio, un contrapeso a su dependencia de la hidroelectricidad. A comienzos de la década de 2010, programas de emergencia compraron entre 3.000 y 4.000 megavatios de turbinas de gas y unidades modulares, a menudo mediante contratos apresurados y sin licitación.
Pero muchas de esas plantas nunca se integraron bien a la red, se quedaron sin el gas o el diésel que necesitaban, o quedaron a medio terminar. Para 2019 el aporte real del parque térmico se había desplomado, dejando a la hidroelectricidad cargando con casi todo el país. Así que cuando fallaron las líneas que salían de Guri, no había nada que encender.
El dinero desperdiciado es asombroso. La represa de Tocoma (oficialmente, la central Manuel Piar), un proyecto de 2.320 MW sobre el Caroní, arrancó en 2006 con un presupuesto cercano a los 3.000 millones de dólares.
Los costos se dispararon por encima de los 9.000 millones, el proyecto está paralizado desde alrededor de 2015 y no ha producido ni un vatio de electricidad — su construcción quedó enredada en el escándalo de corrupción de Odebrecht que recorrió América Latina. La planta de gas Termozulia absorbió más de 2.000 millones de dólares y tampoco genera. Una revisión de Transparencia Venezuela encontró que, de unos 17,5 gigavatios en proyectos de generación iniciados entre 2000 y 2014, solo unos 4,3 gigavatios llegaron a entrar en operación.
Una red que pierde energía y gente
Dos fallas más lentas agravan el daño.
La primera es el robo y el deterioro en las propias tuberías. Las pérdidas de transmisión y distribución — energía que se genera pero nunca se paga, en buena parte hurtada — treparon a cerca del 35 por ciento para 2014, más del doble del promedio latinoamericano.
La empresa estatal, Corpoelec, recuperaba apenas un 30 por ciento de sus costos operativos ya una década atrás, sin dejar nada para reinvertir en mantenimiento, lo que provoca más pérdidas, en una espiral descendente.
La segunda es la pérdida de la gente que sabe operar la máquina. El éxodo de venezolanos durante la última década vació las filas de ingeniería de Corpoelec. Una red eléctrica no es un aparato que se instala y se olvida; necesita manos expertas que la mantengan, equilibren y reparen sin cesar. A medida que esa experiencia se fue del país, también se fue el conocimiento para mantener estable el sistema.
Los expertos en energía coinciden en que el sistema venía fallando desde adentro — por más de dos décadas de falta de inversión, mantenimiento descuidado, corrupción y la decisión de centralizar casi todo en torno a la cuenca del Caroní. El colapso de 2019 no fue el último; otro apagón nacional golpeó en agosto de 2024, y el racionamiento sigue siendo rutina, sobre todo a comienzos de año, cuando bajan los niveles de los embalses.
Por qué reparar la red existente tomará años — aun haciéndolo bien
Es tentador suponer que la solución es sencilla: limpiar la maleza, reparar las líneas de 765 kV, restaurar
Guri, y las luces vuelven para siempre. Pero incluso con una gestión honesta, competente y bien financiada — dejando la corrupción por completo a un lado — reconstruir una red de este tamaño es trabajo de años, no de meses. Las razones son físicas, e implacables.
Las piezas más difíciles de reemplazar se fabrican a la medida, y el mundo se quedó sin ellas. Los grandes transformadores de potencia que están en subestaciones como San Gerónimo y La Arenosa no son productos que se piden por catálogo.
Cada uno se diseña para un voltaje y un sitio específicos, se bobina a mano y se construye por encargo. Antes de la pandemia, un gran transformador de potencia tardaba entre 7 y 14 meses en entregarse.
Hoy, con la demanda mundial disparada por los centros de datos y la electrificación, los plazos de entrega corren de rutina entre dos y cuatro años, y las unidades más grandes y especializadas — justamente la clase de extra-alta tensión que necesita un sistema de 765 kV — pueden estirarse hasta cinco. Apenas un puñado de fabricantes en el planeta puede construir las unidades más grandes, y hoy todas las empresas eléctricas del mundo hacen cola ante las mismas fábricas.
El equipo es enorme y remoto. Un solo gran transformador puede pesar cientos de toneladas. Llevar uno a una subestación en lo profundo del interior es un proyecto logístico en sí mismo — vagones especiales o camiones de carga pesada, a veces caminos y puentes reforzados — antes siquiera de poder empezar la instalación y semanas de pruebas en sitio.
No se puede trabajar fácilmente sobre un sistema en vivo. Las reparaciones suelen exigir desenergizar un tramo de la red, pero una red que ya opera casi sin margen tiene poco espacio para sacar piezas de servicio sin arriesgar los mismos apagones que se intentan evitar. El trabajo debe secuenciarse con cuidado, despacio y por etapas.
También hay que reconstruir los sistemas de control. Los relés de protección y los sistemas de monitoreo que detectan una falla y la aíslan antes de que se propague en cascada — las salvaguardas que fallaron en 2019 — deben rediseñarse, configurarse, probarse y ponerse en servicio en toda la red. Es un trabajo de ingeniería minucioso que no se puede apurar.
Y la experiencia hay que reconstruirla junto con todo lo demás. El dinero puede comprar un transformador; no puede recrear al instante a una generación de ingenieros que entendían este sistema en particular y que emigraron. Formar y recontratar una fuerza laboral calificada es, en sí mismo, un esfuerzo de varios años.
Conviene recordar que el sistema que se busca reparar tampoco se construyó de la noche a la mañana. La construcción de Guri se extendió desde 1963 hasta su inauguración final en 1986 — más de dos décadas. Restaurar y modernizar esa infraestructura, con la escasez de equipos de hoy, no será más rápido de lo que fue construirla en su momento.
Y aquí está lo más revelador: esta no es una trampa exclusivamente venezolana. En Estados Unidos y Europa, la cola para conseguir equipos se ha vuelto tan larga que empresas ricas y bien gestionadas que construyen nuevos centros de datos optan cada vez más por instalar su propia generación en sitio antes que esperar años para conectarse a la red. Si los compradores más ricos y mejor administrados del mundo están sorteando la red central porque la red central no entrega a tiempo, la lección para un país que se reconstruye tras un colapso es difícil de pasar por alto.
El camino realista: acercar la energía a la gente
Esto apunta a una estrategia distinta para el corto plazo: generar más electricidad cerca de donde la gente realmente la usa, en lugar de empujar casi toda a lo largo de mil kilómetros de una frágil columna vertebral desde un solo rincón del país.
La generación local y regional — plantas de gas cerca de Caracas y Maracaibo, energía solar donde tenga sentido, unidades modulares más pequeñas que se pueden instalar en meses y no en años — logra varias cosas a la vez. Alivia la carga sobre corredores de transmisión debilitados. Limita hasta dónde puede propagarse una sola falla, de modo que un incendio cerca de San Gerónimo ya no deje a oscuras a Maracaibo. Y puede ponerse en marcha mucho más rápido de lo que toma fabricar, transportar e instalar una cadena de transformadores de extra-alta tensión hechos a la medida.
Esto no reemplaza la red nacional, ni elimina la necesidad de las largas y costosas reparaciones que la columna vertebral todavía requiere. Pero puede mantener la luz encendida en más lugares mientras avanza ese trabajo lento — y, no menos importante, empieza a desmontar el centralismo que colgó la electricidad de toda una nación de un solo río.
Porque la crisis nunca fue solo cuestión de producir electricidad. Es producirla, presurizarla, moverla por todo el país, reducirla con seguridad y entregarla de forma confiable a los lugares donde vive la gente. La tragedia de Venezuela es que dominó el primer paso de manera magnífica — y dejó que todos los pasos siguientes se vinieran abajo.
