¿Cuál es el costo de contratar energía en urgencia? Las lecciones del plan térmico

La contratación de emergencia buscaba una ecuación simple: motores rápidos para evitar apagones. Sin embargo, el balance se parece más a un portafolio de disputas. La pregunta económica ya no es cuántos megavatios se prometieron, sino cuánto se pagó, qué se recibió y por qué la energía sigue sin entrar.

De la urgencia técnica al problema económico-institucional

En una crisis, es comprensible que el primer proceso tenga fallas: la urgencia reduce márgenes de planificación. Pero cuando pasan 16 meses y se repite la misma secuencia —adjudicación, problemas de garantías o compatibilidad, terminación y disputa— el problema deja de ser “coyuntural” y se vuelve de gerenciamiento y diseño institucional.

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En términos fiscales, el punto crítico es que el Estado no solo enfrenta el costo directo de la contratación, sino el costo de su eventual reversión: anticipos por recuperar, garantías por ejecutar, multas por cobrar y pleitos que ‘congelan’ soluciones.

Caso por caso: qué era cada proyecto y por qué no opera

La discusión pública sobre la contratación de emergencia sigue incompleta. Para dimensionar el costo económico de los procesos fallidos, se requeriría información oficial consolidada que detalle, por proyecto, el anticipo desembolsado, las garantías ejecutables, el avance físico real y la probabilidad de entrada en operación. Hasta ahora, hay cientos de millones de dólares comprometidos que no se traducen en energía efectiva (Gráfico 1).

1. ATM (Austral Technical Management): el proyecto que encalló en lo básico

   • El contrato de 91 MW en Esmeraldas apuntaba a sumar generación rápida por USD 89,9 millones en agosto de 2024. El nudo estuvo en la verificación: se habrían aceptado inspecciones remotas y luego aparecieron problemas de compatibilidad técnica con el sistema eléctrico nacional (equipos de 50 Hz vs el estándar de 60 Hz), lo que impidió la operación. Esto derivó en multas, terminación y mediaciones/arbitrajes en curso.
     
     Ángulo económico: si el cuello de botella era verificable desde el inicio (compatibilidad, antigüedad, ubicación, trazabilidad), el costo real no es solo “equipo inservible”, es tiempo perdido en una urgencia + riesgo fiscal por disputa.

2. Progen (Quevedo y Salitral): equipos que llegaron, pero no se instalaron

   • Dos contratos (50 MW por USD 49,7 millones y 100 MW por USD 99,4 millones) en Quevedo contratados en julio 2024, y Salitral contratado en agosto 2024. Los equipos llegaron al país, pero el proyecto no se instaló y el caso escaló a litigios. Mientras se discute, no hay energía operativa ni ruta clara de instalación.
     
     Ángulo económico: cuando hay activos físicos inmovilizados, la urgencia se transforma en bodegaje, deterioro, y un clásico costo hundido: se paga por disponibilidad futura, pero se recibe incertidumbre presente

3. Worlding: el ‘cuello’ financiero que bloquea la ejecución

   • Se ubican tres procesos vinculados: 120 MW por USD 109,2 millones (Durán), 150 MW por USD 158,9 millones (Esmeraldas) y un arriendo de 260 MW por USD 104 millones (Pascuales). El punto de quiebre es la falta de solvencia para presentar garantías, lo que llevó a multas y terminación unilateral, y luego a una cadena de recursos y decisiones judiciales.
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     ​Ángulo económico: aquí el costo no es solo el contrato que cae, sino el efecto colateral: mientras el litigio avanza, recontratar en el mismo sitio o con los mismos condicionantes se vuelve más difícil (por restricciones operativas, infraestructura y tiempos).

4. Power Tech Consortium (Manta): la repetición del mismo patrón

   • Para 100 MW por USD 95 millones en Manta, se volvió sobre la misma secuencia: dificultad para conseguir garantías, multas, terminación unilateral y disputa.
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     ​Ángulo económico: si un proyecto clave falla por garantías, el problema suele ser de diseño de precalificación: exigir capacidad real, balances, patrimonio o respaldo de financiamiento antes de adjudicar.

5. Pascuales García: el caso símbolo y la comparación de precios

   • Pascuales es un proceso reiterativo (siete licitaciones), donde el arriendo de 260 MW por USD 258 millones terminó adjudicado a un consorcio que no habría presentado garantías en meses, derivando en declaración de incumplimiento y potencial contencioso administrativo.
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     ​Un proceso anterior con el mismo objetivo había sido adjudicado por un monto significativamente menor, lo que evidencia la volatilidad de los esquemas utilizados.
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     ​Ángulo económico: Pascuales se vuelve el “ícono” porque muestra el costo de insistir en un mecanismo que no aterriza: cada repetición consume calendario, credibilidad y capacidad institucional.

El patrón común: el Estado compró urgencia, pero administró riesgo

Lo que une a los casos no es un detalle técnico aislado, es un patrón económico-institucional:

• Debilidad en verificación y precalificación (capacidad técnica/financiera antes de adjudicar).

• Garantías como cuello de botella (cuando no hay respaldo, el contrato se vuelve papel).

• La transición rápida de “proyecto” a “pleito” (terminación, apelaciones, arbitraje/mediación).

• Bloqueo de soluciones por calendario legal (mientras dura el conflicto, se reduce margen para corregir).

En síntesis, Ecuador no compró megavatios; compró un conjunto de riesgos de ejecución, de garantías y de litigio que, en emergencia, resultan más costosos que cualquier motor.

¿Y por qué Colombia sí y Ecuador no? La diferencia es institucional, no geográfica

La comparación con Colombia y Perú, más allá de los matices técnicos apunta a:

• Reglas de mercado y contratación más estables,

• Continuidad de políticas y planificación,

• Y sobre todo, capacidad para ejecutar proyectos y sostener inversión.

En ese contexto, el país termina recurriendo a importaciones de electricidad cuando los propios contratos de generación de emergencia no logran materializarse. El problema no se explica solo por restricciones de recursos, sino por la dificultad institucional para transformar procesos de contratación en oferta efectiva de energía.

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En paralelo, durante las últimas dos décadas el sector privado ha desarrollado pequeñas y medianas centrales hidroeléctricas que hoy se mantienen operativas y, en varios casos, con indicadores de rentabilidad atractivos. El contraste pone en evidencia una brecha entre proyectos que lograron ejecutarse y aquellos que, pese a haber sido contratados bajo esquemas de emergencia, no han entrado en operación.

Qué debería hacer el Gobierno para convertir contratos en megavatios

1) Precalificación real antes de adjudicar

Antes de adjudicar, el Estado debería exigir evidencia verificable de patrimonio, experiencia equivalente y financiamiento comprometido (term sheets, líneas bancarias, respaldo formal).

2) Verificación técnica presencial y trazabilidad

Para equipos críticos: inspecciones in situ, validación de compatibilidad (por ejemplo 60 Hz), antigüedad, origen, cadena logística. La urgencia no puede ser excusa para comprar ‘a ciegas’.

3) Contratos con hitos y pagos contra avance verificable

Si hay anticipos, que estén condicionados a entregables: despacho, instalación, pruebas, sincronización, operación. Esto vuelve medible el desempeño y reduce el litigio por ambigüedad.

4) Permisos ambientales con plazos máximos sin debilitar estándares

El peso de permisos y tiempos es clave. La política pública puede fijar horizontes máximos y ventanillas únicas para proyectos estratégicos.

5) Financiamiento y garantías para inversión privada, con estructura de fideicomisos

Para atraer banca internacional o multilateral, se necesitan estructuras de mitigación: fideicomisos de flujo, prenda de acciones, garantías reales. El acceso a financiamiento local sigue concentrado en pocos actores del sistema financiero, lo que limita la profundidad del mercado para proyectos energéticos de gran escala.

6) Integración regional: interconexión y reglas claras para compra/venta

Colombia ya tiene interconexión, la línea es de hasta 450 MW, esto equivale a la producción de dos centrales Toachi Pilatón; Perú también avanzó, pero Ecuador dejó sin efecto la licitación de esta línea, aunque podría contratarla a finales de este año.

El punto económico es habilitar reglas claras y precios transparentes para transacciones y para participación privada cuando aplique.

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En Ecuador, la crisis eléctrica se discute como si fuera solo lluvia, estiaje y turbinas. Pero el punto decisivo hoy es económico-institucional: un Estado que contrató urgencia y terminó administrando litigios.

El verdadero indicador para medir la política energética no es el monto adjudicado, sino cuántos megavatios entraron, cuántos contratos se ejecutaron sin litigios y cuánto se recuperó cuando hubo incumplimiento. De lo contrario, la próxima emergencia volverá a producir lo mismo: anuncios, contratos, disputas… y energía que no llega.