El temor por nuevos racionamientos de electricidad empieza a sobrevolar el país, a tres semanas del inicio del periodo de estiaje en las cuencas orientales (mediados de agosto), en medio de la polémica por los contratos, por lo pronto fallidos, con las firmas Progen y Austral, y con un aumento anual de la demanda sobre los 300 MW. ¿Tal temor es solo un fantasma o un riesgo claro en el mediano plazo?
El Gobierno parte de un dato: para 2025 planificó una generación térmica de 1.879 MW; así consta en los planes operativos de Cenace para el ciclo 2025-2026. Y dentro de este “deber ser” se contaba, entre otros ingresos, con los 241 MW contratados hace ya casi un año con Progen (150 MW) y Austral (91 MW). Pero estos procesos, de acuerdo con la Contraloría, han generado un perjuicio al Estado de USD 140 millones.
También cuenta con nuevos 260 MW que deberán entrar a licitación, los cuales, en el mejor de los casos, ingresarían a la red en los primeros días de febrero, si es que esos procesos no corren la misma suerte que los de Progen y Austral. Para esta adquisición, el Gobierno calcula UD 165 millones.
En circunstancias relativamente normales, cuando caen los caudales en las hidroeléctricas, la generación se apalanca con el potencial térmico. Y en situaciones extremas como las que vivió Ecuador en 2024, la energía adquirida a Colombia es un costoso salvavidas para el país (en 2024 se llegó a pagar hasta UD 0,43 el kw/h).
Electricidad que llega de Colombia
A inicios de mes, la ministra de Energía, Inés Manzano, informó que ante la próxima época de estiaje no sería necesario importar energía desde el país vecino del norte. Entre otras razones, en el Ministerio se informa que el país ha recuperado 409 MW de generación térmica y que de ellos 127 MW ya están en la red.
Asimismo, en la cartera de Estado se recuerda que el país ya vivió un pico de demanda sin mayores sobre saltos. El 7 de mayo pasado, Ecuador demandó 5.106 MW, de los cuales por importación llegaron apenas 12,8 MW. La generación térmica en ese día récord fue de 740 MW. 4.345 MW fueron generados por hidroeléctricas, en una época con fuertes caudales en los ríos orientales.
Hasta las 08:00 de este miércoles 30 de julio, la demanda nacional se ubicó en los 3.463 MW, de los cuales 3.095 llegaron de las hidroeléctricas, 344 MW de las centrales térmicas y apenas 3,2 MW por importación, de acuerdo con los datos preliminares de producción diaria en tiempo real del Cenace.
Centrales térmicas «a medio gas»
Ecuador cuenta con 34 centrales térmicas, pero su capacidad operativa real es del 56% (alrededor de 966 MW). Además, de los 1.879 MW proyectados, alrededor de 300 MW corresponden a generación flotante en las tres barcazas alquiladas, ante las cuales el Gobierno deberá negociar nuevas ampliaciones de contrato.
Pese al optimismo oficial, hay circunstancias que ponen al potencial eléctrico del país contra las cuerdas. Uno: los picos de demanda en las épocas más cálidas, tanto en la Costa (enero-marzo) como en la Sierra (julio-septiembre). Y dos: la salida o reducción de la capacidad de operación de la megrapresa Coca Codo Sinclair (CCS), debido a la acumulación de sedimentos por las intensas lluvias que enfrenta la región amazónica.
Entre los últimos días de junio y los primeros de julio, CCS no pudo ofrecer su mayor potencial y en los registros diarios del Cenace se pudo apreciar que cerca de 1.200 MW, en promedio diario para entonces, fueron generados por termoelectricidad, energías renovables y otras fuentes. ¿Ya dese entonces se volvió a adquirir más MW al país vecino?
En las últimas semanas, la generación distinta a la hidroelectricidad ha fluctuado entre los 1.200 MW y 1.500 MW. ¿Qué pasó? A mediados de la semana pasada, los indicadores operativos de Cenace mostraron que el país compró 374 MW a Colombia.
El poder de las hidroeléctricas
¿Qué está ocurriendo en esta semana? La hidroelectricidad es la principal fuente de generación, con valores que van entre el 88,7% y el 88,9%. Le sigue la generación térmica, con el 7,32%. La importación representa el 0,09%.
De momento, las cifras dan relativa tranquilidad. Un ejemplo: el embalse de Mazar se encuentra en niveles óptimos, con una cota máxima de 2.153,6 m. En 2024, hubo racionamientos de electricidad cuando la cota bajó a los 2.115 m.
Asimismo, el caudal del río Paute, el cual alimenta los embalses del complejo Paute Integral, se ubica en 165,4 m3/s, cuando en el ciclo de estiaje entre 2023 y 2024 el caudal fluctuó entre 25 m3/s y 61 m3/s.
¿Alternativas?
Estos valores responden a una época con un clima que camina por los extremos. De momento, persisten altos niveles de pluviosidad en las cuencas orientales, pero se prevé otro inicio anticipado de la época de estiaje hacia mediados de agosto y con una prolongación hasta los últimos días de enero.
Por ello, si hasta entonces no se recuperan más centrales térmicas, no se efectivizan los MW contratados con Progen y Austral, y no se amplían los contratos de arriendo de las barcazas, Ecuador está en manos de una adecuada gestión de los embalses de las hidroeléctricas y de una cada vez mayor adquisición de energía a Colombia.
En este último punto, sin embargo, hay dos condicionantes. Uno: Colombia tiene como mandato preservar sus hidroeléctricas y destinar su termoelectricidad para apuntalar su seguridad energética. Y solamente cuando haya excedentes de termoelectricidad generada por privados puede exportar aquellos excedentes. Y dos: la nueva tensión política entre los gobiernos de Quito y Bogotá, por la liberación de 1.000 presos en el puente de Rumichaca, pudieran complicar los escenarios para el país.
¿Hay alternativas? Si el clima vuelve a marchar por los extremos, las opciones -ya empleadas en otros tiempos- implicarían que los actores privados generen su propia electricidad al máximo y que existan fases de racionamientos preventivos (¿dos horas diarias?), para cuidar los embalses. El país, en todo caso, no ha aprendido las lecciones de 2023 y 2024.