Nada más caro que la falta de planificación. Y ninguna energía es más cara que la que no se produce. Durante los racionamientos de los años 2023 y 2024, Colombia ha salvado a Ecuador de las tinieblas y el shock productivo, pero a un costo elevadísimo. Por la compra de energía al país vecino, los ecuatorianos han pagado, en los dos últimos años, USD 615,6 millones.
Este es un monto similar al que se deberá cumplir, en este 2025, como inversión de capital para generación solo en los rubros de hidroelectricidad y termoelectricidad, es decir, USD 613 millones, según consta en el Plan Maestro de Electricidad 2023-2032.
En años precedentes (2020 al 2022), Ecuador compraba el kwh (kilovatio hora) a Colombia en un promedio de 8 centavos de dólar. La situación cambió en 2023 y 2024, cuando en los momentos de mayor apremio pagó hasta 38 y 39 centavos de dólar, respectivamente.
¿Por qué esta diferencia en los precios? Darío Dávalos, analista de temas energéticos, explica a Plan V que “Ecuador adquiere electricidad de Colombia en un mercado en el cual las transacciones están marcadas por precios definidos al instante, con base en un complejo cálculo matizado por normativas de la Comunidad Andina de Naciones (CAN)”.
Dávalos revisó los informes mensuales del Operador Nacional de Electricidad (Cenace), desde 2020 hasta 2024, y llegó a la suma de los USD 615,6 millones por la compra de energía a Colombia. “Cuando más sube el precio es cuando más estamos en crisis. Eso es lo que identifica la tendencia de adquisiciones al país vecino”, dice el analista, quien periódicamente divulga datos clave del sector en su boletín de redes sociales Energía al día.
Para estas operaciones rige un esquema de transacciones internacionales de electricidad de corto plazo, cobijado en la Decisión 757 de la CAN, promulgada en 2011. Un dato es clave: el Art. 12 del Anexo 1, que rige precisamente para las transacciones de corto plazo, dice que “el despacho coordinado que se determine y que sirva de base para cubrir las demandas, será cumplido por Colombia y Ecuador y podrá ser objeto de modificaciones posteriores por parte de los operadores solamente por razones de emergencia y seguridad”.
Como todo mercado, la ley de la oferta y la demanda es un termómetro para la asignación del valor de un bien o servicio adquirido. Cuando Colombia experimentó una caída en sus vertimientos de hidroelectricidad, debido a la crisis hidrológica regional del año pasado, dejó de vender a Ecuador para asegurar el abastecimiento interno: esto ocurrió el 30 de septiembre de 2024.
Un mes y medio después, el 15 de noviembre, el Gobierno colombiano decidió retomar las exportaciones de energía, cuando sus embalses se encontraban en un 61,4% de utilidad, advirtiendo que el nivel óptimo era de 67,7%. Por eso, lo que vendió a Ecuador fue producto de termoelectricidad, una de las fuentes de generación más caras y contaminantes. Actualmente, la utilidad de los embalses del país vecino se encuentran en el 68,8%, con corte al miércoles 19 de febrero.
En Ecuador, hasta el mediodía de la misma fecha, el 89% de la generación correspondía a hidroelectricidad, de acuerdo con datos de operatividad de Cenace.
Todos estos indicadores llevan a Darío Dávalos a proponer un cambio en los acuerdos de importación de energía. Hoy es el momento para sondear la posibilidad de renegociar las tarifas a las cuales Ecuador compra a Colombia energía que en el país vecino se produce en fuentes térmicas.
“En períodos de mayor pluviosidad, Ecuador tiene la oportunidad de explorar la posibilidad de llegar a acuerdos bilaterales con Colombia de tarifas más bajas de suministro eléctrico —sostiene Dávalos—, para atender la demanda en los meses de mayor riesgo de apagones. No tendrá la misma ventaja cuando esté abrumado por los déficits de generación de electricidad y deba sujetarse a cualquier boya para salvarse de los apagones”.
A esta reflexión se suma el Ing. Fernando Salinas, catedrático universitario y presidente del Foro Energético de Ecuador. Pero va más allá y pinta con cifras las asimetrías en los acuerdos con el país vecino. “En 2019, Ecuador exportó alrededor de 1.700 GWh por USD 67 millones. En 2024, Colombia exportó 1.200 GWh y recibió aproximadamente USD 334 millones”.
Realmente, no vendemos energía a Colombia
El Gobierno tiene otras lecturas. El martes 18 de febrero, en una charla con TC Televisión, el presidente Daniel Noboa afirmó que se ha recuperado el sistema de generación de energía, al punto que ahora supuestamente vendemos al país vecino. “Estamos hasta vendiéndole energía a Colombia, eso la gente no sabe y no entiende, porque se hizo gestión y se trabajó en las zonas difíciles que eran las termoeléctricas”.
El Primer Mandatario habló de una venta de 5 GWh. De acuerdo con Cenace, en lo que va de febrero se ha entregado al país vecino 5,8 GWh (6,23 GWh si se cuenta desde el 1 de enero). Pero ¿se puede asumir que esto es propiamente exportación? No necesariamente…
El Ministerio de Energía de Colombia brindó la explicación que el presidente Noboa no dio. “Como resultado de las Transacciones Internacionales de Electricidad con Ecuador (TIE), se han registrado transacciones no programadas de energía desde Ecuador hacia Colombia en intercambios acumulados durante los últimos seis días, es decir, del 12 al 17 de febrero de 2025”, se lee en un comunicado oficial de este miércoles 19 de febrero.
“Esta condición se da por la activación automática del mecanismo TIE en sentido Ecuador hacia Colombia o para mantener condiciones operativas de la interconexión, no por solicitud o necesidad expresa —se reitera en dicho comunicado desde Bogotá—. Estos intercambios representan menos del 0,4% de la demanda de energía eléctrica de Colombia durante el mismo periodo, es decir, los últimos 6 días”.
USD 522 millones más para termoelectricidad
El Gobierno aún no termina de resolver el nudo de anzuelos que representan los parques térmicos contratados con Progen y ya ha anunciado nuevos proyectos para 2025.
Con una inversión de USD 522 millones, un monto menor al que Ecuador pagó a Colombia por la compra de 440 MW en promedio, el Gobierno contratará la generaciones de USD 638 MW, a partir de los siguientes emplazamientos:
- Esmeraldas IV: 150 MW
- Durán: 100 MW
- La Concordia: 100 MW
- Santa Elena IV: 28 MW
- Pascuales (alquiler): 260 MW
El anuncio de los nuevos proyectos ocurrió este lunes 17, en la sede del Sistema ECU911, y la reunión fue presidida por Fabián Calero, viceministro de Electricidad y Energías Renovables, y por Gustavo Sánchez, presidente de la Corporación Eléctrica del Ecuador. Las dos autoridades hablaron ante miembros del Cuerpo Diplomático y representantes de firmas nacionales y extranjeras interesadas en los procesos.
En la cita, Calero dijo que el Gobierno ha recuperado 690 MW del parque térmico y que ha sumado 204 MW, al poner en operación la central Alluriquín, del complejo Toachi Pilatón.
Frente a este nuevo anuncio, Darío Dávalos propone una figura: “ojalá no traigan primero las carretas y luego los caballos”. Lo dice con base en la experiencia de los contratos adjudicados a la firma estadounidense Progen. Dichos procesos marcan una terrible paradoja: la empresa prometió la operación en tres meses desde la adjudicación de los contratos (agosto de 2024).
Han trascurrido ya cinco meses y medio y no hay fecha para la puesta en marcha de estos parques térmicos. Progen recibió ya del Estado un anticipo de USD 69 millones de un contrato total de USD 149,1 millones para los complejos térmicos en El Salitral, con 29 generadores, de los cuales solo han llegado 23 (ver foto) y en Quevedo, con 20 unidades.
Hasta finales de enero, en El Salitral aún faltaba completar los domos de los tanques de almacenamiento del combustible que activaría a los 23 de los 29 motores contratados (ver el círculo amarillo). Y en Quevedo todavía se construían obras civiles clave como las plataformas.
¿Y qué pasa con el parque térmico de Esmeraldas? Debía entrar a operar a finales de enero, con 49 motores que generarían 91 MW, por los cuales el Estado entregó USD 89,9 millones en agosto de 2024 a Austral Technical Management, una firma uruguaya constituida recién en abril de ese mismo año…
Por conflictos bélicos en Medio Oriente, dijo la firma, ha habido retrasos en el traslado de los componentes. En un comunicado del 7 de enero, Austral indica que hasta esa fecha habían llegado 45 contenedores para armar las unidades generadoras y que las obras civiles “avanzan satisfactoriamente”.
