Todo un país en las manos de San Pedro… Para cubrir el déficit actual de electricidad, que ronda los 1.080 MW, se necesitaría que hoy mismo entre a operar un complejo similar al de Paute. Si no, la posibilidad de apagones para mediados de septiembre es real.
Pero como no se trata de soplar y hacer represas, las alternativas, por donde se las mire, son carísimas y la circuRedacción PlanVnstancia devuelve al país a aquellos térmicos años 90, cuando unos tosigosos generadores a búnker, más los racionamientos y las velas, ayudaban a capear una crisis energética crónica.
Desde el pasado 15 de agosto, Ecuador vive un estado de emergencia en el sector eléctrico, vía Decreto 335, el cual permitirá movilizar más de USD 1.000 millones para la adquisición de bloques de energía esencialmente térmica. Plan V, en su programa Mesa de análisis del jueves 22, analizó la demanda creciente de electricidad en el país y las acciones emergentes del Gobierno, con el catedrático Jorge Jaramillo.
Con USD 1.000 millones se pudiera construir hoy una central con mayor capacidad que Sopladora, que actualmente es parte del complejo Paute y brinda alrededor de 480 MW. Su construcción demoró cinco años. Por ello, al Gobierno no le quedó más que contratar termoenergía emergente y pagar más por la termoenergía adquirida a Colombia. De hecho, hasta el pasado fin de semana Ecuador llegó a pagar hasta 42 centavos por kilovatio/hora. ¿Por qué? La generación termoeléctrica siempre es más cara de producir y Colombia vive una época de estiaje igual a la ecuatoriana. Sin embargo, su mayor capacidad en hidro y termoelectricidad permite vender excedentes, aunque cada vez en menor cantidad y solo mediante generación a diesel.
Por lo pronto, en Ecuador ya hay un primer paquete de termoelectricidad en marcha, con 341 MW contratados y distribuidos según el siguiente esquema:
- Barcaza turca Karpowership: 100 MW
- Generador térmico El Salitral: 100 MW
- Generador térmico Esmeraldas: 91 MW
- Generador térmico Quevedo: 50 MW.
Todo plan emergente, sin embargo, tiene imprevistos y “cortocircuitos”. El alquiler de la barcaza turca Karpowership costó al Estado USD 114 millones —casi el doble del presupuesto de inversiones del Ministerio— y debía a empezar a proveer los 100 MW a partir de este viernes 30, desde su punto de anclaje previsto en el sector de Las Esclusas. Sin embargo, nadie, al parecer, tomó en cuenta la fuerza de las corrientes y contracorrientes del río Guayas y la barcaza de 179 metros de eslora no pudo acoderarse allí.
En Las Esclusas, no obstante, ha iniciado la construcción de cuatro puntos de anclaje, por lo cual, en el mejor de los casos, la provisión de MW de la barcaza empezaría a mediados de septiembre.
¿Y los más de 750 MW restantes?
La mañana de este martes 27 de agosto, el ministro de Energía, Antonio Goncalves, el viceministro de Electricidad y Energías Renovables, Rafael Quintero, y el Gerente General de CELEC, Fabián Calero, se reunieron con representantes de 55 empresas que pudieran ser proveedoras de energía para el Estado, al menos hasta superar el ciclo de estiaje en la zona austral, que empezó tempranamente en julio y que pudiera extenderse hasta febrero de 2025.
Con ellos se discutió la adquisición de 788 MW, 240 de los cuales serán mediante arrendamiento de equipos, particularmente con el contrato de otras dos barcazas de 100 MW cada una y el alquiler de un generador para Machala, con 40 MW.
Esto servirá únicamente para cubrir el déficit frente al estiaje. Sin embargo, desde 2020 la demanda de electricidad viene en una curva ascendente por una serie de factores:
- Crecimiento acelerado de las ciudades intermedias (Santo Domingo, Ibarra, Quevedo, etc.).
- Aumento del parque automotor eléctrico
- Cambio de fuentes de energía en medianas y grandes industrias (en reemplazo del diesel).
- Entrada en operación de megaindustrias, como las mineras en el Oriente austral.
De acuerdo con el nuevo Plan Maestro de Electrificación, la demanda prevista para este año era de 32.157 gigavatios/hora. El próximo año será de 35.569 gigavatios/hora. Y en 2026: 38.392 gigavatios/hora. ¿Qué hacer en el mediano plazo, cuando el fantasma de los apagones respira en la nuca de cada ecuatoriano?
El Gobierno apuesta a escenarios tan inciertos como la ocurrencia de un torrencial aguacero estos días en Paute. Para que el déficit no estalle en 2025, debido esencialmente a un clima enloquecido, el aumento de la demanda y el desperdicio de electricidad, el Ministerio cuenta con alrededor de 515 MW. Pero se trata de una cifra solo en papeles, pues espera 205 MW de la central de Alluriquín, 200 MW del parque fotovoltaico El Aromo y 110 MW del parque eólico Villonaco III.
Pequeños detalles: Alluriquín es parte del complejo Toachi-Pilatón, cuya construcción se parece a la leyenda de Cantuña y los miles de demonios que le ayudaron a levantar el inconcluso atrio de San Francisco. Ajustes, sobreprecios, fallas estructurales y fechas de entrada en operación postergadas año tras año ponen en duda que se pueda contar con aquellos 205 MW desde abril del próximo año.
Y en el caso del paquete de energías renovables, todo está parado desde 2023. Si bien hay adjudicación de obras tanto para El Aromo, en Manabí, como para Villonaco III, en Loja, hasta ahora no hay ni la primera piedra, ni el primer panel ni el primer soplo.
¿Qué sucederá en 2025? Seguramente, nuevos y caros contratos emergentes. La actual crisis, como en los 90, será una mina de oro para los nuevos “signori” de las barcazas, la termoelectricidad y el diesel.