El déficit eléctrico vespertino amenaza los preparativos para las fiestas
La red eléctrica de Visayas afronta un déficit previsto de 177 megavatios el viernes 30 de octubre de 2026, debido a que varias centrales de carbón importantes están fuera de servicio y las importaciones desde Mindanao son limitadas, a pocos días de la festividad del Día de Todos los Santos. La Corporación Nacional de la Red Eléctrica de Filipinas (NGCP, por sus siglas en inglés) programó una Alerta Roja de 17:00 a 19:00, periodo en el que el suministro disponible no alcanzaría para cubrir la demanda y las necesidades de regulación de la red.
Contenido
- El déficit eléctrico vespertino amenaza los preparativos para las fiestas
- Qué significan las alertas rojas y amarillas
- Dos días de alertas antes de Undas
- Los cortes afectan a más centrales que las de mayor tamaño
- Las paradas anteriores reflejan meses de presión
- Por qué la presión varía entre las islas
- Contratación de reservas y rendición de cuentas de los generadores
- Los controles de precios abordan otro costo de la escasez
- El almacenamiento y la capacidad diésel, próximos objetivos
- Puntos clave
La NGCP calculó una capacidad disponible de 2.359 megavatios (MW), frente a una demanda máxima prevista de 2.536 MW. Se programaron Alertas Amarillas de 15:00 a 17:00 y, nuevamente, de 19:00 a 21:00, lo que prolongaría durante seis horas el periodo de suministro eléctrico limitado.
El déficit previsto equivale a cerca del 7% de la demanda máxima, según los cálculos basados en las cifras de la NGCP. Para los hogares y las empresas que se preparan para Undas, la festividad en la que los filipinos visitan los cementerios y recuerdan a sus familiares fallecidos, la preocupación inmediata es la posibilidad de cortes de electricidad al final de la tarde y durante la noche.
Las alertas se producen después de advertencias similares el jueves 29 de octubre. Tres grandes unidades de generación siguen fuera de servicio: las unidades 1 y 2 de Therma Visayas Inc. y la unidad 1 de KEPCO SPC Power Corp. El suministro de la vecina Mindanao ofrece un alivio limitado, porque allí también hay dos unidades de generación fuera de servicio.
Qué significan las alertas rojas y amarillas
Una Alerta Roja significa que la electricidad disponible no puede cubrir la demanda de los consumidores y las necesidades de regulación de la red de transmisión. La regulación ayuda a mantener el equilibrio entre el suministro y el consumo de electricidad, que varían a lo largo del día. Cuando ese equilibrio se vuelve demasiado precario, los operadores pueden tener que interrumpir el suministro en algunas zonas para proteger la red en su conjunto.
Una Alerta Amarilla significa que el margen operativo es demasiado pequeño para cumplir el requisito de contingencia de la red. En términos sencillos, el sistema no cuenta con suficiente energía de reserva para absorber sin dificultades un problema inesperado, como la desconexión repentina de otro gran generador.
El calendario de alertas de la NGCP señala los periodos de riesgo. Los calendarios locales de cortes dependen de las condiciones operativas y de las instrucciones para reducir la demanda. Se instó a los consumidores a consultar los avisos oficiales de la NGCP y a reducir el consumo eléctrico durante las horas de mayor demanda.
La actualización del 30 de octubre no incluyó un calendario confirmado de cortes por localidad ni una fecha de restablecimiento del servicio para las tres grandes unidades de Visayas que están fuera de servicio.
Dos días de alertas antes de Undas
El aviso de la NGCP emitido a las 8:00 del jueves 29 de octubre indicó una capacidad disponible de 2.408 MW frente a una demanda prevista de 2.555 MW. La diferencia era de 147 MW y se había programado una Alerta Roja de 17:00 a 18:00.
El déficit previsto para el viernes aumentó a 177 MW. La capacidad disponible cayó 49 MW respecto del jueves, mientras que la demanda máxima prevista bajó solo 19 MW. El déficit resultante fue 30 MW mayor y la Alerta Roja programada duró dos horas en vez de una.
La secuencia de advertencias y medidas regulatorias se extiende a lo largo de varios meses:
- Desde mayo de 2026: la red de Visayas ha registrado Alertas Rojas y Amarillas al quedar fuera de servicio parte de la capacidad de generación.
- Septiembre de 2026: la Comisión Reguladora de Energía ordenó aplicar retroactivamente el límite secundario de precios a las transacciones eléctricas de agosto en Visayas y Mindanao, y a las posteriores.
- 12 de octubre de 2026: durante la Cumbre de Energía de Cebú, la NGCP dijo que Cebú representaba el 42% de la cuota de Visayas para la desconexión manual de carga.
- 29 de octubre de 2026: se programaron Alertas Amarillas de 15:00 a 17:00 y de 18:00 a 21:00, con una Alerta Roja entre las 17:00 y las 18:00.
- 30 de octubre de 2026: se programaron Alertas Amarillas de 15:00 a 17:00 y de 19:00 a 21:00, con una Alerta Roja entre las 17:00 y las 19:00.
Los cortes afectan a más centrales que las de mayor tamaño
Las cifras de la NGCP del 30 de octubre indicaron que 782,2 MW estaban fuera de servicio y que 20 centrales operaban por debajo de su capacidad normal. Ocho centrales sufrieron cortes forzosos durante octubre. Otros cortes habían comenzado en septiembre, agosto, junio y mayo, mientras que algunas unidades estaban fuera de servicio desde años anteriores, incluido 2021.
Un corte forzoso es una parada imprevista. Una central que opera a capacidad reducida, o limitada, todavía puede suministrar electricidad, pero en menor cantidad de la habitual. Ambas situaciones reducen la energía disponible cuando aumenta la demanda.
El aviso del jueves indicó que 25 centrales estaban en corte forzoso y que 18 operaban a capacidad reducida, con 796 MW fuera de servicio. El desglose más detallado incluyó 10 centrales en corte forzoso desde octubre y otras desde 2025, 2024, 2023 y 2021. La actualización del viernes registró ocho cortes iniciados en octubre y 20 centrales a capacidad reducida.
La ausencia reiterada de las unidades 1 y 2 de Therma Visayas y de la unidad 1 de KEPCO SPC deja a la red sin varias fuentes importantes de generación al mismo tiempo. La capacidad de Mindanao para exportar electricidad también está limitada por cortes programados en la unidad 4 de GNPower Kauswagan y la unidad 2 de Therma South Inc.
Las paradas anteriores reflejan meses de presión
El Instituto para el Clima y las Ciudades Sostenibles (ICSC, por sus siglas en inglés) identificó largas paradas de varias unidades de carbón durante los meses previos a las alertas más recientes. En su evaluación de septiembre, indicó que la unidad 1 de Therma Visayas, con una capacidad nominal de 150 MW, llevaba 125 días fuera de servicio tras una parada iniciada el 3 de mayo; entonces se preveía que volviera a funcionar el 15 de septiembre.
La unidad 2 de Therma Visayas, también con una capacidad nominal de 150 MW, había estado fuera de servicio del 24 de marzo al 31 de agosto antes de otra parada el 9 de septiembre. La evaluación no indicó una fecha estimada de regreso para ese corte posterior. Ambas unidades de Therma Visayas seguían en la lista de instalaciones fuera de servicio de la NGCP durante las alertas de octubre.
La unidad 3 de Panay Energy Development Corp., también con una capacidad nominal de 150 MW, dejó de funcionar el 29 de agosto. La fecha prevista para su regreso se aplazó del 3 de octubre a finales de ese mes. La unidad 1 de Cebu Energy Development Corp., con una capacidad nominal de 82 MW, había tenido un corte anterior de 42 días, del 24 de julio al 3 de septiembre.
El ICSC, una organización dedicada a las políticas climáticas y energéticas, atribuyó las alertas recurrentes a las prolongadas pérdidas de grandes unidades de carbón:
«Los cortes imprevistos y prolongados en las centrales de carbón son la principal causa de estas frecuentes alertas de la red, especialmente durante las horas de máxima demanda, cuando el sistema tiene menos margen para absorber la pérdida de una gran unidad de generación», dijo el ICSC.
Por qué la presión varía entre las islas
La lista de centrales eléctricas en operación del Departamento de Energía, con fecha del 31 de julio de 2026, situó en unos 1.267 MW la capacidad confiable de generación a carbón de Visayas. La capacidad confiable es la producción que una central puede suministrar de manera constante en condiciones normales de funcionamiento. Las cinco redes eléctricas insulares de la región tienen combinaciones de fuentes de generación muy diferentes.
La combinación de fuentes de Cebú se componía, según la lista, de un 82,03% de carbón, un 12,94% de diésel, un 4,93% de energía solar y un 0,1% de energía hidroeléctrica. Panay también depende en gran medida del carbón, que representa cerca de dos tercios de su combinación energética. Tres unidades de Panay Energy Development Corp. aportan una capacidad confiable combinada de 317,4 MW, mientras que la central de carbón de Palm Concepcion Power Corp. puede aportar hasta 135 MW.
Negros y Leyte-Samar dependen más de fuentes renovables. Negros cuenta con unos 433,3 MW de capacidad confiable de energía solar, mientras que las centrales geotérmicas de Leyte-Samar aportan 634 MW. La producción solar depende de la luz del día, por lo que otras fuentes de generación disponibles, la electricidad almacenada y las transferencias entre islas cobran especial importancia durante un déficit vespertino.
Bohol depende principalmente de la generación con diésel. Su capacidad confiable registrada incluye 60 MW de la central diésel de Mapalad Power Corp. en la isla de Bohol, además de 16 MW de la central de Salcon Power Corp. en Tagbilaran y 29 MW de su barcaza eléctrica.
En una presentación del 12 de octubre, la NGCP indicó que Cebú representaba el 42% de la cuota de Visayas para la desconexión manual de carga. Esta medida consiste en desconectar deliberadamente determinadas cargas eléctricas para mantener el equilibrio de la red durante un déficit. Esa cuota convierte a Cebú en un foco importante de los preparativos ante posibles cortes.
Contratación de reservas y rendición de cuentas de los generadores
La secretaria de Energía, Sharon Garin, ha atribuido parte del problema de suministro a una planificación insuficiente y a que la NGCP no consiguió acuerdos para contratar 250 MW de servicios auxiliares. Estos servicios aportan reservas y otras formas de apoyo necesarias para mantener estable el sistema eléctrico.
Un informe de situación de la NGCP de septiembre registró más de 1.500 MW fuera de servicio debido a cortes forzosos y a la reducción de la capacidad operativa, pese a las importaciones desde Luzón. Esa cifra anterior muestra cuánta capacidad de generación había faltado durante otro periodo de tensión.
Garin dijo que las reservas están destinadas a ayudar a cubrir los déficits de suministro y a mantener la estabilidad operativa, reduciendo la presión sobre las centrales de generación. Poner de nuevo en servicio los generadores fuera de servicio y contratar servicios de reserva aborda distintas partes del problema: lo primero aumenta la producción de electricidad y lo segundo ayuda a la red a responder cuando cambian las condiciones.
A principios de octubre, la Comisión Reguladora de Energía anunció que investigaría a las empresas de generación por las interrupciones en Visayas y Mindanao. En Negros Occidental, la Alianza de Consumidores Preocupados por la Electricidad y los Servicios Sociales pidió acceso público al estado operativo de las centrales y a su historial de cortes forzosos, además de sanciones administrativas para los generadores que resulten responsables.
El grupo de consumidores también instó a la NGCP a garantizar reservas suficientes y acelerar los proyectos críticos de transmisión. Para quienes consumen electricidad, contar con registros de cortes más detallados facilitaría el seguimiento de las instalaciones que siguen fuera de servicio y de la duración de las paradas.
Los controles de precios abordan otro costo de la escasez
La escasez de electricidad también ha aumentado la presión sobre los precios. Los precios del mercado al contado en Visayas y Mindanao alcanzaron niveles récord después de que numerosas centrales dejaran de funcionar. En el mercado al contado se negocia electricidad para contribuir a equilibrar la oferta y la demanda más allá de los acuerdos de suministro existentes.
En septiembre, la Comisión Reguladora de Energía ordenó aplicar retroactivamente el límite secundario de precios a las transacciones de agosto en ambas regiones y a las posteriores. El mecanismo se activa cuando el precio promedio móvil de toda la red de Filipinas supera un umbral establecido.
El promedio móvil se recalcula a medida que se incorporan nuevos periodos de negociación y se excluyen los anteriores. Una vez alcanzado el umbral, el límite se calcula y aplica por separado en cada región, usando el precio promedio móvil propio de la red correspondiente.
La intervención de la comisión aborda los precios de negociación inusualmente altos, mientras que la investigación anunciada examina las interrupciones de los generadores. Los consumidores afrontan ambas preocupaciones al mismo tiempo: si seguirá habiendo electricidad disponible y cuánto costará cuando escasee el suministro.
El almacenamiento y la capacidad diésel, próximos objetivos
Garin dijo en una audiencia del Congreso que la generación de base insuficiente podría dejar a Visayas en una situación vulnerable hasta 2028, especialmente durante los meses secos y ante el fenómeno de El Niño previsto. La generación de base suministra electricidad de manera constante durante periodos prolongados. El Departamento de Energía prevé que las nuevas centrales destinadas a esa función entren en servicio entre 2028 y 2030.
El departamento trabaja en medidas más inmediatas, como el almacenamiento en baterías y las barcazas eléctricas. Su objetivo es contar con 253 MW de capacidad de almacenamiento en baterías para finales de 2026 y prevé añadir otros 293 MW de centrales que funcionan con diésel en el primer trimestre de 2027.
Las baterías almacenan la electricidad generada con anterioridad y la suministran cuando se necesita. Su utilidad depende tanto de la potencia que pueden aportar como del tiempo durante el que pueden mantenerla. El objetivo de 253 MW indica la potencia prevista; las cifras correspondientes no especificaron la duración del almacenamiento.
Alberto Dalusung III, asesor sobre transición energética del ICSC, defendió un enfoque distinto del aumento de las centrales de generación de base. En una entrevista del 5 de octubre, pidió generar electricidad más cerca de los consumidores y contar con una red capaz de responder con mayor flexibilidad a los cambios en la demanda:
«En realidad, no necesitamos más centrales de generación de base… La solución a largo plazo es tener una red descentralizada, distribuida y flexible», dijo Dalusung.
Dalusung propuso instalar más baterías en lugares desde los que puedan suministrar electricidad durante los picos de demanda y desarrollar generación local cerca de los puntos de consumo. Los próximos objetivos son la meta de almacenamiento del departamento para finales de 2026 y la capacidad diésel prevista para principios de 2027. Hasta que haya más capacidad disponible, el regreso de las centrales existentes y la disponibilidad de las importaciones seguirán siendo factores clave para gestionar el déficit vespertino.
Puntos clave
- La NGCP previó un déficit de suministro de 177 MW en Visayas el 30 de octubre, con 2.359 MW disponibles frente a una demanda de 2.536 MW.
- Se programó una Alerta Roja de 17:00 a 19:00, entre los periodos de Alerta Amarilla de 15:00 a 17:00 y de 19:00 a 21:00.
- Tres grandes unidades de carbón de Visayas seguían fuera de servicio, mientras que los cortes en Mindanao limitaban las importaciones.
- La actualización del viernes indicó que 782,2 MW estaban fuera de servicio y que 20 centrales operaban a capacidad reducida.
- El regulador de energía anunció investigaciones sobre las interrupciones de los generadores y ordenó aplicar un límite secundario de precios a las transacciones regionales en el mercado al contado.
- El Departamento de Energía tiene como objetivo contar con 253 MW de almacenamiento en baterías para finales de 2026 y prevé 293 MW de generación diésel en el primer trimestre de 2027.
