¿Qué ha llevado a Ecuador a vivir una larga crisis eléctrica?
Lea cuatro claves que explican por qué Ecuador no ha logrado superar su crisis eléctrica. El Gobierno busca, con contrataciones de emergencia de electricidad, minimizar el riesgo de corte de luz.
Obras en el proyecto Toachi Pilatón, el 16 de agosto de 2024.
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Hay, al menos, cuatro factores que explican por qué en Ecuador se ha prolongado la crisis eléctrica, que empezó a sentirse en 2023, con cortes programados de luz.
El estiaje en la cuenca oriental de Ecuador empezó, lo que ha reducido el caudal del río Paute, donde se halla el mayor complejo hidroeléctrico del país, compuesto por las centrales Paute, Mazar y Sopladora. Juntas, esas tres hidroeléctricas abastecen el 38% de la demanda del país.
El operador estatal de electricidad Cenace ya había anticipado que el país tendría que adquirir 1.080 megavatios de electricidad adicional en firme para cubrir el déficit de demanda y no depender de las costosas importaciones de Colombia en el estiaje de 2024.
Para hacer frente a la crisis y evitar nuevos cortes de luz, el Gobierno empezó a realizar contrataciones de emergencia para la instalación de energía eléctrica adicional. La primera ronda de contrataciones comprendió la compra de motores y el alquiler de una barcaza turca por 341 megavatios por USD 352 millones.
Y anunció una segunda ronda de contrataciones por 700 megavatios, que incluirá una o dos barcazas más.
Para dos expertos eléctricos, estas contrataciones permitirán saltar el bache, pero no son una solución definitiva. A continuación, explican cuatro claves de por qué se ha alargado la crisis del sector eléctrico.
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Un parque termoeléctrico obsoleto
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Entre 2007 y 2017 se construyeron 14 hidroeléctricas; que son San Francisco, Mazar, Ocaña, Baba, Manduriacu, Alazán, Sopladora, Coca Codo Sinclair, Minas San Francisco, Delsitanisagua, Due, Normandía, Topo y Sigchos.
Con eso, el país alejó el fantasma de los apagones e incluso pudo exportar electricidad. Sin embargo, ocho de esas hidroeléctricas se ubicaron en la cuenca oriental, que presenta, usualmente, escenarios de estiaje entre octubre y marzo de cada año. En esa época su operación baja a un 50%, pero aun así la oferta cubría la demanda.
Sin embargo, con el incremento de consumo de electricidad, el escenario se fue complicando hasta que en 2023 Ecuador volvió a vivir apagones.
Para el experto eléctrico Ricardo Buitrón, el problema fue que no se repotenció ni planificó el crecimiento del parque termoeléctrico, que funciona con combustible y que puede operar todo el tiempo.
El parque termoeléctrico de Ecuador, incluidas las centrales a gas natural y turbo vapor, tienen una capacidad de 2.858 megavatios. Pero no todo está operativo. En lo que va de 2023, solo estuvieron
operativos 717 megavatios; es decir, apenas una cuarta parte.
El resto estuvo en mantenimiento o fuera de servicio debido a que hay plantas que datan de los años 70 y están obsoletas.
Mejorar la condición del parque termoeléctrico es fundamental considerando que los escenarios hidrológicos históricos de Ecuador muestran que hay un 10% de probabilidad, que es un porcentaje alto, de escenarios muy secos en las épocas de estiaje. - 2
No han entrado nuevas centrales de generación
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Otro problema es que no han entrado en operación suficientes centrales de generación eléctrica. Marco Acuña, presidente del Colegio de Ingenieros Eléctricos de Ecuador, dice que desde el gobierno de Lenín Moreno se apostó por un modelo de inversión privada para el desarrollo de centrales de generación eléctrica, pero no ha dado resultados.
Pone de ejemplo la central eólica Villonaco III y el proyecto fotovoltaico El Aromo, por 310 megavatios en total, que fueron adjudicados a empresas privadas en 2020, pero hasta ahora no han comenzado su construcción.
Además, hay retraso en el desarrollo del proyecto de 500 megavatios en energías renovables no convencionales.
Otro ejemplo, añade Acuña, son las alianzas públicas privadas para los mega proyectos hidroeléctricos Santiago y Cardenillo, al sur de Ecuador, pero ya no constan ni en el portafolio de proyectos de inversión el Gobierno.
Acuña explica que, precisamente, la falta de planificación y de cumplimiento de los planes para incorporar nueva generación eléctrica ha ahondado el problema del sector. - 3
Crecimiento de la demanda eléctrica
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Entre 2022 y 2023, la demanda de electricidad de Ecuador se disparó y creció en 11%. Es un crecimiento importante considerando que un año antes había crecido al 6%.
Pese a eso, no hubo la incorporación de centrales de generación de electricidad, con excepción de Sarapullo, de 49 megavatios, y la planta eólica de Huascachaca con 50 megavatios.
El Gobierno ha anunciado que lanzará el plan "El Ahorro paga", con el que entregará incentivos para los clientes que consuman menos electricidad frente al año pasado.
Además, entregará incentivos a las empresas eléctricas que pongan a disposición su parque generador de electricidad. - 4
Sin dinero para inversión
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El Estado no cuenta con recursos suficientes para invertir en el sector eléctrico, por lo que el mismo holding estatal Corporación Eléctrica de Ecuador (Celec) anunció un plan para realizar alianzas con el sector privado para desarrollar hasta 910 megavatios.
Una de las causas de la falta de recursos es que en Ecuador la tarifa eléctrica es subsidiada, lo que resta ingresos a Celec, dice el consultor eléctrico, Ricardo Buitrón.
La tarifa promedio que paga el consumidor final es de alrededor de 10 centavos de dólar por kilovatio hora.
Sin embargo, el valor debería ser mayor si se agrega los costos de inversión que hizo el Estado para construir 14 centrales hidroeléctricas durante el Gobierno de Rafael Correa, entre 2007 y 2017, y que ahora no constan en la tarifa.
Otro factor son las millonarias pérdidas eléctricas de alrededor de USD 240 millones al año, por mala gestión de las empresas distribuidoras y robos de energía eléctrica, especialmente, en la empresa pública de distribución Corporación Nacional de Electricidad (Cnel).
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