Un año de apagones en Ecuador… El próximo 27 de octubre se cumplirá exactamente un año de un ciclo de prolongados racionamientos, comparables con los de 2009, en el gobierno de Rafael Correa, y los de 1992-1993, durante la administración de Sixto Durán Ballén. Pero ahora, según estimaciones conservadoras del Comité Empresarial Ecuatoriano, por cada hora de corte el país pierde USD 12 millones. Por eso, mejor guardar la calculadora…
El déficit de energía calculado para el último cuatrimestre del año era de 1.080 MW, sin contar con la brutal sequía en el Austro y la salida de los 450 MW que exportaba Colombia a precios que incluso llegaron a superar los USD 0,42 por KWh, es decir, una de las tarifas más caras que ha debido cancelar el Estado ecuatoriano.
Este punto será un dolor de cabeza durante las próximas semanas. El Gobierno, agobiado por la lluvia de críticas a los horarios de racionamientos, se arriesgó a reducir el tiempo de cortes y a agruparlos antes o después de las jornadas laborales y de movilización, desde el viernes 4 de octubre. Dijo que las condiciones hidrológicas habían mejorado. Pero hay otros detalles en juego.
Uno: con la salida de los MW colombianos, el ministro de Energía, Antonio Goncalves dijo que ese hueco será cubierto con los 100 MW de la barcaza turca y con 96 MW de la estación térmica de Quevedo. Pero 100 más 96 no es igual a 450. Y luego, la barcaza no siempre genera de manera estable los 100 MW.
Dos: centrales hidroeléctricas como Coca Codo Sinclair no siempre ofrecen su potencia nominal (que en este caso se supone es de 1.500 MW), sea por mantenimiento de módulos, sea por altos volúmenes de sedimentos en los embalses, etc.
Jorge Luis Hidalgo, analista de temas energéticos, frecuentemente comparte en sus redes sociales información estratégica sobre el estado de los embalses de las principales hidroeléctricas. Este viernes 4 de octubre dio un campanazo: hacia el mediodía, Coca Codo Sinclair redujo su capacidad de generación a 500 MW, por ello se puso a trabajar a toda capacidad a las centrales Mazar, Paute, Sopladora y San Francisco.
El experto concentra la atención en dos centrales clave: “Mazar terminará perdiendo más de un metro de embalse, así como Amaluza”. En los siguientes gráficos se puede apreciar el aumento de caudales para movilizar las turbinas y el consecuente descenso de las cotas, hasta la tarde, antes del ciclo 19:00-21:00, que es cuando se dispara la demanda diaria:
El Gobierno, tras declarar la emergencia en el sector, admite que hasta fin de año solo podrá cubrir 400 MW, en el mejor de los escenarios, con generación térmica emergente. Y cara. La boya de salvación sería la pronta llegada de una nueva barcaza con capacidad de 240 MW, la compra de nuevos motores a diésel y un casi «milagro».
El «milagro» en cuestión es la paulatina entrada en operación del corazón de una obra que lleva 13 años en construcción. Se trata de la central Alluriquín, la más grande del complejo hidroeléctrico Toachi-Pilatón, que aprovecha caudales de ríos de Pichincha, Cotopaxi y Santo Domingo de los Tsáchilas.
El presidente Daniel Noboa, el ministro Antonio Goncalves y otros funcionarios acudieron el pasado martes, 1 de octubre, a supervisar el avance de la instalación de los equipos electromecánicos en la central Alluriquín.
Desde allí, el Gobierno puso nuevos plazos de operación de tres turbinas que generarán, cada una 68 MW. La primera en diciembre, la segunda en enero y la tercera en febrero. Pero con Toachi-Pilatón los cronogramas oficiales casi nunca han jugador a favor.
Hasta mayo de 2025, no obstante, seguirán las angustias, pues se deberán incorporar 800 MW, esencialmente de termoelectricidad, para lo cual se destinarán USD 588 millones para la compra de generadores. Desde mediados de agosto pasado y hacia el quinto mes del próximo año, el Gobierno ya habrá destinado más de USD 1.300 millones para parchar el déficit energético.
Hasta aquí, el pronóstico es reservado. Y todo anticipa que muy pronto el país pudiera volver a racionamientos de más horas. Para alejar ese fantasma, el Gobierno pide que los sectores productivos que cuenten con generadores los mantengan encendidos las 24 horas. Y para el usuario final en hogares dispone aranceles 0 para la adquisición de generadores portátiles. La idea es sumar excedentes de los sectores privados por cerca de 120 MW.
37 nuevas centrales: ¿con qué plata?
En un ritmo normal de crecimiento de la demanda, en 2025 Ecuador necesitará 600 MW adicionales a la capacidad instalada, esto sin contar con los ciclos de estiaje, problemas con las viejas centrales termoeléctricas y nuevas salidas del Sistema Nacional Interconectado de la energía que llega de Colombia y Perú.
Los diagnósticos abundan: desde 2012 se puso todos los huevos en una misma canasta, al punto de que el país depende en un 72 por ciento de la hidroelectricidad. Y luego, desde 2018 hasta 2023 no hubo mayor inversión en el sector, de tal suerte que el crecimiento anual de la demanda casi duplicó al ritmo de crecimiento de la oferta.
En aquellos años, asimismo, poco se hizo para reducir las pérdidas totales de energía. Un solo ejemplo: en ese lapso, las pérdidas totales en distribución crecieron del 11,3 por ciento al 14,7 por ciento. La proyección al 2032 es tener solo el 9 por ciento de pérdidas.
Todo lo anterior se nota con mayor gravedad en el parque térmico, con 22 centrales entre los 40 y 50 años, de las cuales apenas el 40 por ciento está operativa. Además, hay serias diferencias entre la potencia nominal (instalada) y la potencia que realmente entregan ciertas centrales. En las de motores de combustión interna, por ejemplo, la nominal es de 2.048 MW, pero solo entregan 1.636 MW.
De acuerdo con el Plan Nacional de Electricidad (PME) –actualizado a finales de agosto pasado– hasta 2032 se estima un crecimiento de la demanda de electricidad de 50.544 GWh (gigavatios-hora), lo cual engloba el ritmo de consumo de los sectores residencial, alumbrado público, comercial e industrial (megaminería, hidrocarburos, acuacultura, movilidad eléctrica, etc.).
Para asegurar la sostenibilidad de la generación, es decir: para pensar en un país ya sin apagones, en los próximos ocho años deberán construirse 37 nuevas centrales eléctricas, para lo cual en el PME se proyecta una inversión de USD 10.446 millones. ¿El Estado cuenta con esos recursos? No.
Al respecto hay dos datos ilustrativos: para cuando concluya este año, el déficit fiscal superará los USD 4.800 millones y las obligaciones estatales (transferencias a GADs, asignaciones a entidades públicas, pago a proveedores, etc.) rondarían por los USD 4.300 millones.
Jorge Jaramillo, catedrático y analista de temas eléctricos, sostiene que hay dos alternativas viables en el mediano plazo y desarrolla su reflexión en un análisis que expone desde sus redes sociales: sistemas mixtos de generación privada y un sinceramiento de las tarifas.
Para la primera alternativa, Jaramillo indica que se debe abrir el sector a mayores participaciones de actores privados, lo cual no quiere decir privatización del sistema, sino un amplio y claro programa de alianzas público-privadas para diversificar la matriz energética.
En esa línea, el presidente Daniel Noboa presentó ya un nuevo proyecto de ley para que la generación de este sector suba a 100 MW, dado que la Asamblea, en enero pasado, impuso un techo de 10 MW a los generadores privados en la Ley de Competitividad Energética.
El segundo punto amerita quemar capital político. Pero entre tener y no tener electricidad, pues… Se trata, según el analista, de sincerar las tarifas eléctricas. “Si queremos diversificar la matriz, es probable que el costo del KWh se incremente en el lago plazo, ya que la energía térmica es más cara”. Y en este aspecto apunta más a los sectores con mayores posibilidades, manteniendo esquemas focalizados de subsidio a los más desfavorecidos.
Aquí una breve comparación regional del costo del KWh para sectores residenciales. En Ecuador, el valor es de 9 ctvs. de dólar:
- Venezuela: 2 ctvs. de dólar.
- Paraguay: 5 ctvs. de dólar.
- México: 10 ctvs. de dólar.
- Colombia: 15 ctvs. de dólar.
- Perú: 16 ctvs. de dólar.
Frente a otros sectores, como el industrial, el analista Jorge Luis Hidalgo sostiene una posición similar: se debe sincerar la tarifa para las grandes empresas, particularmente las de la megaminería que cuentan con un subsidio por el cual pueden pagar, en ciertos momentos, apenas 5 centavos de dólar por KWh.
En FM Mundo, el pasado jueves, puso un ejemplo dramático: una sola empresa minera consume la misma electricidad que consumen un millón de personas. Esa misma empresa, dijo Hidalgo, anunció que no construirá su propia central y que, más bien, triplicará su producción. Es decir, demandará la energía que requiere Quito, pero pagará 5 centavos por KWh.
Lo cierto es que de esta crisis Ecuador no podrá salir sin una remoción estructural al sistema. En el último dossier del Instituto de Economía de la Universidad San Francisco de Quito, titulado La crisis del sector eléctrico vino para quedarse, se hace mención al modelo Nord Pool, vigente desde finales de los 90 entre Noruega, Suecia y Finlandia.
Se trata de un esquema mixto que divide en dos campos a todo el mapa eléctrico. Por un lado, generación y suministro en manos del sector privado y, por otro, transmisión y distribución final con regulación estatal. De hecho, si una persona está en condiciones de generar electricidad y tiene excedentes, tales excedentes pueden ser comercializados en un mercado liberalizado.
No más huevos en una sola canasta
Jorge Jaramillo insiste, de su lado, en una diversificación de la matriz de generación. Entre varios ejemplos de los países vecinos, según sus potencialidades, trasciende el modelo chileno. De acuerdo con el Servicio Eléctrico Nacional del país austral, en este año la generación es equilibrada y diversa: un 33,5 por ciento de hidroelectricidad, 25,7 por ciento de energía solar, 13,2 por ciento de carbón, 12 por ciento de energía eólica, etc. La generación por diésel es apenas del 0,5 por ciento.
En esa línea, en el Gobierno hay la expectativa de que, si es reelecto, al concluir el mandato en 2029 el 30 por ciento de la matriz eléctrica corresponda a energía renovable no convencional: eólica, fotovoltaica y geotérmica.
Para este último punto, por ejemplo, la semana pasada se firmó un acuerdo crediticio con el Gobierno de Japón de USD 43 millones, a los cuales se sumarán USD 80 millones de inversión estatal para el desarrollo del proyecto geotérmico Chachimbiro, en Imbabura.
Otra opción más acorde a los recursos del país es la generación mediante gas, la cual es más barata que la generación por diésel. Pero para ello, el Estado necesita una fuerte inversión en desarrollo del Campo Amistad, fuente de gas natural en el golfo de Guayaquil.
Con este recurso se alimenta a Termomachala, una central que actualmente provee 70 MW, pero solo al 25 por ciento de su capacidad. El Gobierno avanza en la repotenciación de la central para que entregue toda su capacidad a partir del próximo diciembre.
Sin embargo, aquí también hay controversia. La estatal petrolera ha intentado sacar a licitación el campo porque expresa que no tiene la capacidad técnica para incrementar su producción. Esta posición es ampliamente refutada por la Asociación Nacional de Trabajadores de la Energía y el Petróleo.
Por lo pronto, a mediados de septiembre, Petroecuador decidió revertir la operación del campo al Ministerio de Energía. La cartera de Estado tiene la competencia de delegar la operación de dicho campo.