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Para el horario de máxima demanda se prevé una disponibilidad de 1350 MW con una demanda máxima de 2950 MW, para un déficit de 1600 MW, por lo que de mantenerse las condiciones previstas se pronostica una afectación de 1630 MW en este horario
Se pronostica para el pico una disponibilidad de 1200 MW con una demanda máxima de 3050 MW, para un déficit de 1850 MW, por lo que de mantenerse las condiciones previstas se pronostica una afectación de 1880 MW en este horario
Se pronostica para el pico una disponibilidad de 1240 MW con una demanda máxima de 3080 MW, para un déficit de 1840 MW, por lo que de mantenerse las condiciones previstas se pronostica una afectación de 1870 MW en este horario
Se prevé para el pico una disponibilidad de 1278 MW con una demanda máxima de 3000 MW, para un déficit de 1722 MW, por lo que de mantenerse las condiciones previstas se pronostica una afectación de 1752 MW en este horario
Se prevé para el pico una disponibilidad de 1445 MW con una demanda máxima de 3000 MW, para un déficit de 1555 MW, por lo que de mantenerse las condiciones previstas se pronostica una afectación de 1585 MW en este horario
Se prevé para el pico una disponibilidad de 1190 MW con una demanda máxima de 3080 MW, para un déficit de 1890 MW, por lo que de mantenerse las condiciones previstas se pronostica una afectación de 1920 MW en este horario
Para el pico se prevé la entrada de la unidad 5 de Energás Jaruco con 20 MW y la entrada de la unidad 5 de la CTE Renté con 60 MW
Se prevé para el pico una disponibilidad de 1360 MW con una demanda máxima de 3100 MW, para un déficit de 1740 MW, por lo que de mantenerse las condiciones previstas se pronostica una afectación de 1770 MW en este horario
Para el pico se prevé la entrada de la unidad 5 de la CTE Renté con 50 MW (en proceso de arranque), la entrada de la turbina 5 de Energás Boca de Jaruco con 20 MW y la entrada de la unidad 1 de la CTE Santa Cruz con 70 MW
Se prevé para el pico una disponibilidad de 1285 MW con una demanda máxima de 2980 MW, para un déficit de 1695 MW, por lo que de mantenerse las condiciones previstas se pronostica una afectación de 1725 MW en este horario
Se prevé para el pico una disponibilidad de 1145 MW con una demanda máxima de 3000 MW, para un déficit de 1855 MW, por lo que de mantenerse las condiciones previstas se pronostica una afectación de 1885 MW en este horario
Se espera para el pico una disponibilidad de 1 125 MW, con una demanda máxima de 2 950 MW, para un déficit de 1 825 MW, por lo que de mantenerse las condiciones previstas se pronostica una afectación de 1 855 MW en este horario
Para el pico se pronostica la entrada de la unidad 2 de la CTE Santa Cruz con 80 MW
Se prevé para el pico una disponibilidad de 1320 MW con una demanda máxima de 3050 MW, para un déficit de 1730 MW, por lo que de mantenerse las condiciones previstas se pronostica una afectación de 1760 MW en este horario
Se espera para el pico una disponibilidad de 1120 MW con una demanda máxima de 3130 MW, para un déficit de 2010 MW, por lo que de mantenerse las condiciones previstas se pronostica una afectación de 2040 MW en este horario
Para el horario pico se estima la entrada de la unidad 6 de la CTE Nuevitas con 90 MW
Se prevé para el pico una disponibilidad de 1250 MW con una demanda máxima de 3100 MW, para un déficit de 1850 MW, por lo que de mantenerse las condiciones previstas se pronostica una afectación de 1880 MW en este horario
Para el pico se pronostica la entrada de la unidad 5 de la CTE Renté con 70 MW y la entrada de la unidad 2 de Energás Jaruco con 30 MW
Se prevé para el pico una disponibilidad de 1195 MW con una demanda máxima de 3050 MW, para un déficit de 1855 MW, por lo que de mantenerse las condiciones previstas se pronostica una afectación de 1885 MW en este horario
Para el pico se pronostica la entrada de la unidad 3 de la CTE Santa Cruz con 50 MW y 6 motores del fuel de Mariel con 106 MW
