Transformadores con más de 40 años de uso y equipos con sobrecarga aumentan riesgos para la red eléctrica a las puertas del estiaje
El Plan Maestro de Electricidad identifica que 12 de los 45 transformadores del Sistema Nacional de Transmisión ya superaron los 30 años de operación.
Personal de Celec trabaja en la subestación Paute Molino, este 30 de junio de 2026.
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Cortesía Celec
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La explosión en la barra de 230 kV de la subestación Molino del Complejo Hidroeléctrico Paute Integral, el más importante de Ecuador, ocurrida el 30 de junio de 2026, volvió a poner en duda la confiabilidad de la red nacional de transmisión eléctrica, sobre todo porque el 27% de sus transformadores ya superó su vida útil.
Una subestación es una instalación estratégica del sistema eléctrico que recibe la energía generada por una central eléctrica, transforma su nivel de voltaje y la envía al Sistema Nacional de Transmisión para su distribución.
El consultor eléctrico Ricardo Buitrón explicó que la electricidad sale de los generadores con un determinado nivel de voltaje y, mediante transformadores ubicados en las subestaciones, se cambia para que pueda recorrer largas distancias con menores pérdidas de energía.
De ahí que cualquier falla en estos sistemas representa riesgos para suministro de electricidad para las viviendas, más cuando se acerca la época de estiaje (baja de caudales por menores lluvias), cuando aumentan las variaciones de voltaje en las redes eléctricas.
Transformadores con más de 30 años de antigüedad
El Plan Maestro de Electricidad vigente advierte que 12 transformadores de potencia de los 45 que operan en las 29 subestaciones del Sistema Transmisión del Ecuador ya cumplieron su vida útil.
El documento advierte que estos transformadores ya superan los 30 años de operación, una condición que incrementa el riesgo de fallas y evidencia la necesidad de renovar infraestructura clave para el transporte de energía en el país.
Equipos operan más allá de su vida útil recomendada
El diagnóstico del Plan Maestro señala que un transformador de potencia está diseñado para operar entre 20 y 35 años y que su vida útil mínima, bajo condiciones normales, es de 25 años.
Sin embargo, el documento identifica varios equipos instalados entre 1977 y 1983 que continúan en funcionamiento. Por ejemplo, los transformadores de la subestación Molino se encuentran en la lista con equipos envejecidos.
La central Paute entró en operación en 1983, por lo que sus equipos ya acumulan alrededor de 43 años de funcionamiento. Además, otras 11 subestaciones del país están en las mismas condiciones (Ver gráfico).
La permanencia de estos equipos en operación incrementa el riesgo de fallas por el envejecimiento de sus componentes, por lo que en el Plan Maestro de Electricidad contempla el mantenimiento, rehabilitación, modernización y reemplazo, explicó Ricardo Buitrón, consultor eléctrico.
La sobrecarga agrava el panorama
El informe también advierte que el problema no se limita a la antigüedad de los transformadores. El Sistema Nacional de Transmisión registra 43 transformadores con niveles de cargabilidad superiores al 70% de su potencia nominal. Esto significa que reciben cargas de energía mayores a las que deberían recibir según su diseño y capacidad.
Entre los casos más críticos figura el transformador Totoras-ATT, que alcanza una cargabilidad de 121,54%, mientras que otros equipos en Dos Cerritos, Pascuales y Manta también operan por encima del 100% de su capacidad nominal.
El Plan Maestro explica que, aunque algunos de estos niveles se presentan durante contingencias del sistema, estas condiciones pueden repetirse y comprometer la confiabilidad de la red eléctrica.
Subestaciones sin equipos de respaldo
El documento también identifica otro riesgo adicional: 12 subestaciones del país no cuentan con transformadores de reserva, entre ellas Posorja, Baños, Puyo, Loja, Chone, Orellana, Tena, Mulaló, Manta, Montecristi, Tulcán y Quevedo.
En estos casos, una falla del único transformador disponible provocaría la interrupción total del servicio eléctrico hasta que el equipo sea reparado o reemplazado.
Renovación de infraestructura, un desafío para el sector
La combinación de transformadores con más de tres décadas de operación, equipos sometidos a altos niveles de carga y la ausencia de respaldo en varias subestaciones representa uno de los principales retos para el Sistema Nacional de Transmisión.
El Plan Maestro de Electricidad 2023-2032 es la herramienta estratégica con la que el Estado planifica a largo plazo el abastecimiento de energía eléctrica, utilizando un diagnóstico del sistema para priorizar proyectos de ampliación, modernización y reemplazo de infraestructura.
La falla de este martes 30 de junio de 2026, provocó cortes de luz en varias provincias de la Sierra, la Costa y la Amazonía durante cerca de seis horas. El hecho elevó la preocupación por posibles cortes de luz programados en Ecuador.
Por su parte el Ministerio de Ambiente y Energía (MAE) descartó cortes de luz programados y la Corporación eléctrica del Ecuador (Celec) informó que mantiene las investigaciones técnicas para determinar las causas del incidente.
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