Tras 13 años, vuelve 'el fantasma' de los racionamientos de electricidad

La sequía en las centrales hidroeléctricas orientales del país, que suele empezar en octubre, este año se adelantó y comenzó en septiembre.

Esto ha provocado que Ecuador ya no tenga un excedente de suministro, como sí ocurrió en años anteriores, y que incluso llegó a exportar energía a países vecinos.

En este sentido, la generación de electricidad en las centrales hidroeléctricas de Ecuador comenzó a caer a partir de 2023. De hecho, octubre inició con una reducción del 19% en la generación de esta energía limpia.

Hay ocho hidroeléctricas ubicadas en la cuenca oriental. De esas, seis están operando a menos del 60% de su capacidad. Entre ellas están Coca Codo Sinclair y Paute Molino, que son las más grandes del país, y están trabajando en sus caudales mínimos.

Ahora, la situación es distinta: el Gobierno ha tenido la necesidad de importar electricidad de Colombia, un país que también enfrenta un periodo de estiaje.

De hecho, el pasado 2 de octubre, Colombia disminuyó la transferencia de energía hacia Ecuador, sin previo aviso, lo que ocasionó una interrupción del servicio en Quito y otras zonas del país por al menos dos horas.

La reducción se dio porque emprendió un mantenimiento a sus redes eléctricas, pero tras un acuerdo con Ecuador, lo suspendió y retomó el despacho de electricidad.

En medio de todo esto, el parque termoeléctrico no ha sido renovado y presenta varias unidades fuera de servicio.

Aunque, según Celec, la entidad ha invertido USD 309 millones de enero a septiembre de 2023 para preparar al país frente al estiaje.

Además, están en ejecución iniciativas para recuperar el parque termoeléctrico y redes de transmisión.

Tras estos trabajos de mantenimiento, en los últimos días de septiembre de 2023, Celec puso a disposición 266,8 megavatios (MW) para el Sistema Nacional Interconectado (SNI).

Las unidades que recibieron mantenimiento fueron: Unidad TV3 de la Central Gonzalo Zevallos, con 70 MW; Unidad TG5 de la Central Enrique García, de 96 MW; Central Térmica Quevedo II, con 35 MW; la unidad 6FA2, operada por Termogas Machala, con 65,8 MW.

Celec también advirtió de la necesidad de importar gas natural para que Termogas Machala, la mayor planta termoeléctrica de Ecuador, pueda funcionar al 100%, y evitar apagones.

"O tenemos apagones o queremos que esa planta esté operativa con una importación puntual de 45 millones de pies cúbicos diarios de gas natural por seis meses", dice el gerente de Celec a PRIMICIAS, Gonzalo Uquillas.

Además, aunque el Gobierno ha discutido la necesidad de contratar electricidad de emergencia por unos 300 a 400 megavatios, esto no se ha concretado.

La previsión de Celec es que esto cueste USD 200 millones entre octubre de 2023 y enero de 2024.

Diez centrales de generación eléctrica tenían que entrar en operación entre 2020 y 2023, pero solo dos fueron inauguradas, la hidroeléctrica Sarapullo, de 49 megavatios, y la planta eólica de Huascachaca de 50 megavatios.

Los procesos de contratación de nuevas centrales ha tenido importantes demoras. Por ejemplo, los proyectos eólicos como Villonaco III y el fotovoltaico (solar) el Aromo fueron adjudicados en diciembre de 2020, pero los contratos para su construcción se firmaron recién en marzo de 2023 y el 6 de julio de 2023.

Mientras tanto, el contrato de 500 megavatios del llamado Bloque de Energías No Convencionales aún no se firma.

Y el camino para concretar nuevos proyectos se volvió cuesta arriba tras la decisión de la Corte Constitucional de suspender la conformación de un fideicomiso para el priorizar y garantizar el pago para empresas privadas que inviertan en generación eléctrica. Con ello, se paralizarían inversiones por USD 1.200 millones en el sector eléctrico.

Otro problema es que aunque Ecuador cuenta con un parque termoeléctrico de 1.884 megavatios de potencia, no todo está disponible.