Centrales de energías renovables como el Aromo, Villonaco y otras aportarían 800 megavatios, pero están estancadas

En el escenario de la grave crisis eléctrica que atraviesa Ecuador, los dos principales proyectos de energías renovables no convencionales: Villonaco III (energía eólica, en Loja) y El Aromo (energía fotovoltaica, en Manabí) están estancados y no han comenzado su construcción.

Ya en el Plan Maestro de Electricidad de 2018 se contemplaba que los dos proyectos entrarían en operación en 2022. 

Pero hasta septiembre de 2024, en medio de un nuevo escenario de cortes de luz programados en Ecuador, eso no ha ocurrido. 

Gobierno asegura que los dos proyectos entrarán en 2025

Ahora, en el nuevo Plan Maestro de Electricidad, publicado en agosto de 2024, el Gobierno de Daniel Noboa asegura que estos dos proyectos entrarían en operación en 2025 o a más tardar en los primeros meses de 2026.

Se trata de los dos mayores proyectos de generación de energías renovables no convencionales del país, que fueron adjudicados en 2020 a empresas privadas; es decir, su construcción no demandará de recursos públicos. 

Villonaco tiene una capacidad de generación de 110 megavatios de potencia y El Aromo, 200 megavatios.

El consorcio español Cobra Zero-E Villonaco se adjudicó en 2020 el contrato para construir Villonaco III, durante el gobierno de Lenín Moreno.

Sin embargo, el contrato de inversión recién se firmó en julio de 2023, en el gobierno de Guillermo Lasso, con lo que la empresa se comprometió a invertir USD 181 millones. 

• Solo tres proyectos públicos adjudicados a inversionistas privados

Y la empresa española Solarpack, que también se adjudicó el contrato para levantar el proyecto El Aromo en 2020, recién firmó el contrato de inversión por USD 145 millones en noviembre de 2023.

A esto se suma el proyecto de energía fotovoltaica Conolophus, en Galápagos  (14,8 megavatios de potencia), que fue adjudicado en 2021 a la Asociación Gran Solar Total Eren, con una inversión prevista de USD 63 millones, pero tampoco ha comenzando a operar.

¿Cuánto ha perdido Ecuador por los retrasos?

Juntas las tres centrales de generación tendrían una potencia de 324,8 megavatios, esto es similar a los 341 megavatios que el Gobierno de Noboa contratará a un costo de USD 352 millones para enfrentar la emergencia.

El especialista en sector eléctrico Ricardo Buitrón, explica que por las características de las fuentes de energías renovables, estos proyectos no tendrán la totalidad de esos 324, 8 megavatios de potencia en firme, sino una menor que dependerá de lo que se conoce como el factor de planta. 

Esto significa que su aporte depende de las horas de sol y las horas de viento que puedan aprovechar las instalaciones, añade Buitrón.

Por ejemplo, una planta fotovoltaica de 100 megavatios podría tener un factor de planta de 50%, si se considera que de las 24 horas, durante 12 horas hay sol para generación.

Pero pese a ello, en este período de grave sequía que vive Ecuador, la generación de estas plantas de energías renovables habría sido un importante aporte para que no se consuma el agua del embalse de Mazar, dice Diego Morales, presidente del Colegio de Ingenieros Eléctricos del Azuay.

• Embalse Mazar pierde un metro de agua al día y está a solo 17 metros de tocar su nivel crítico, en plena crisis eléctrica

Y estos no son los únicos proyectos de generación de energías renovables no convencionales que están estancados. 

Hay un grupo de nueve proyectos fotovoltaicos, eólicos e hidroeléctricos, que juntos tienen 500 megavatios de potencia. Este grupo, conocido como Bloque 1 de Energías Renovables no Convencionales fue adjudicado en enero de 2023 al sector privado, pero tampoco ha comenzado la construcción de ninguno.

¿Por qué se retrasaron estos dos proyectos?

La burocracia, además de la falta de planificación e inversión en el sistema de generación eléctrica provocaron que se descuiden estos proyectos de energía renovable no convencional, que de hecho son los que más rápido se podrían implementar, dice Morales.

Un proyecto eólico o fotovoltaico toma entre dos y tres años de construcción, mientras que uno hidroeléctrico toma entre cinco y 10 años, agrega.

Pero el principal problema ha sido que no se ha podido definir el mecanismo de pago a las empresas privadas por esta generación eléctrica, ya que varios gremios sindicales de empresas públicas de distribución se han opuesto a que haya una prelación de pago a las empresas privadas por su generación, dice Buitrón.

• Argüello: inversionistas piden garantía de que se les pagará la electricidad

El ministro de Energía, Antonio Gonçalves, reconoció que Villonaco III, El Aromo, Conolophus y los proyectos del Bloque 1 (500 megavatios) se han demorado en comenzar a construirse por problemas con el mecanismo de pago, que inicialmente iba a ser un fideicomiso.

"Se firmaron (los contratos) con una figura de fideicomiso que se cayó, por un tema de un sindicato. El fideicomiso lo que te enaltece es el crédito y te permite tomar un riesgo", dijo el ministro el 18 de septiembre de 2024 en una entrevista con Teleamazonas.

Y es que las empresas inversionistas esperaban que se constituya un fideicomiso que garantice la prelación de pago por la generación eléctrica que aportarían sus plantas, con lo que recuperarían la inversión.

Las empresas privadas acceden a hacer este tipo inversión sabiendo que habrá un mecanismo de pago determinado y, en este caso, "los inversionistas firmaron contratos pensando que se iba a implementar un fideicomiso que administraría los recursos para pagarles por generar la energía", explica Buitrón.

"Sin esas garantías quién va a invertir, de aquí en adelante las empresas no van a querer participar de proyectos claves como Santiago o Cardenillo, si no tienen seguridad de que van a recuperar su inversión", agrega Buitrón.

Según el Ministro de Energía, el Gobierno ya consiguió una garantía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y "se cambió una regulación para la orden de prelación de pago con las distribuidoras, donde a los privados se les paga primero", aseguró el Ministro.

Debido a este cambio en el mecanismo de pago para las empresas privadas, es necesario firmar adendas modificatorias a los contratos de inversión de estos proyectos. 

Según Gonçalves "uno está cerca de la firma y estará antes de este fin de mes", pero no precisó cuál.

PRIMICIAS conoció que la propuesta del BID consiste en varias etapas para garantizar el pago a las empresas privadas.

La primera etapa contempla la firma de un Power Purchase Agreement (PPA), que es un acuerdo de compra de energía, para que las empresas públicas de distribución paguen a las privadas por la generación de energía.

Y si las empresas públicas de distribución no pudieran pagar, el Ministerio de Finanzas entraría a pagar esa deuda a las privadas.

La tercera etapa contempla que se active un fondo de contingencia de varios millones aportados por el BID, que se activaría si las empresas distribuidoras públicas o el Ministerio no pagan la generación a las privadas.