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Modelo estatista, inversión sobredimensionada y mala gestión: coctel fatal que desembocó en apagones

El Gobierno gestionó este sábado una mayor entrega de energía por parte de Colombia y anunció que el domingo se suspenden los racionamientos.

QUITO (27-10-2023).- Por motivo del corte de energía eléctrica, en el sector de El Batan, los semáforos no funcionaron, y por tal motivo, se intensifica el tráfico. Carlos Granja Medranda / EL UNIVERSO Foto: Carlos Granja Medranda

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Ecuador volvió a experimentar este 27 de octubre, luego de catorce años, la pesadilla de los apagones eléctricos, que afectan la productividad, limitan las actividades vitales del país y trastocan la rutina de los ciudadanos. De acuerdo con las declaraciones del Gobierno, los racionamientos eléctricos podrían durar al menos un mes y medio, hasta mediados de diciembre, pero desde ya quedan varias inquietudes: ¿cómo se llegó a esta situación?, ¿se pudo hacer algo diferente?, ¿se pueden señalar responsables?

De acuerdo con analistas, si bien es cierto que hay estiaje severo y que Colombia no puede vender energía a Ecuador, los verdaderos problemas parten de un modelo estatista que no logra garantizar la inversión, pero también de las sobredimensionadas, onerosas y defectuosas contrataciones que se hicieron en el correato; y, por supuesto, por una falta de acción y mala gestión de los Gobiernos que le siguieron: el de Lenín Moreno y el de Guillermo Lasso. Fue un coctel fatal que desembocó en la situación emergente que vive el país.

Alberto Acosta Burneo, editor de Análisis Semanal, explicó que una de las causas para haber llegado a vivir nuevamente los apagones es que la capacidad de generación no ha crecido desde 2019. Para Acosta Burneo, el problema de raíz es el modelo estatista de la generación. Este se basa en la inversión estatal; sin embargo, cuando el Estado no tiene recursos y, por lo tanto, no invierte, entonces el modelo colapsa y es lo que sucedió. Explica que el modelo de inversión pública no es sustentable, pues los recursos para la inversión dependen del precio del crudo y, cuando este baja, entonces aquella se contrae.

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“Es irracional un modelo estatista, porque equivale a volar un avión con un motor apagado”, dice, y a la par explica que en cuestiones de inversión debería el país tener los motores de la inversión pública prendidos, pero principalmente los de la privada. Lamentablemente, dice, la inversión privada no ha llegado al país porque el mercado está regulado por el Estado y sometido a tarifas cruzadas y poco transparentes.

Adicionalmente, durante el correato se hicieron importantes inversiones públicas en generación, pero estas han presentado fallas constructivas. Para muestra, dos botones. “Hace pocas semanas se puso en operación a Sopladora, que había estado en mantenimiento porque la empresa china encargada de su construcción había utilizado materiales de baja calidad que terminaron afectando a dos turbinas”, dice. En el caso de la central Coca Codo Sinclair, explica, esta fue sobredimensionada; además de sus fallas en fisuras y distribuidores, se la construyó demasiado grande con relación a la cantidad de agua disponible. En definitiva, muchos recursos se desperdiciaron y así se dejaron de construir otras opciones de generación. La mayor parte de hidroeléctricas se ubican en el flanco oriental, pero se requerirían más opciones en el sector occidental, para evitar el efecto del estiaje.

Juan Saavedra Mera, experto en temas energéticos, recuerda que hay varios proyectos que han costado cantidades millonarias al país y que constaban en el plan maestro, pero que no se han puesto en funcionamiento. Para el experto, no ha habido consistencia entre la planificación y la ejecución, pero además la normativa para la contratación pública es demasiado engorrosa y lenta; también considera que ha habido una mala gestión en la planificación y en la ejecución de la infraestructura. “En total son 1.300 MW en proyectos que debieron entrar en operación antes del 2023 y que solventarían la actual situación de desabastecimiento”. Entre ellos están:

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El proyecto denominado Ciclo Combinado de Termogás Machala, cuyo contrato de construcción se firmó el 15 de julio de 2013. Debía funcionar en diciembre del 2015. Si bien esa central sí produce energía, también es cierto que justamente la parte del ciclo combinado está paralizada “y sus equipos sensibles se encuentran en mal estado debido a la corrosión y el tiempo transcurrido a la intemperie”. El costo contractual de la obra, incluyendo la transmisión, fue de $ 230 millones, dice.

También estaba prevista la entrada en funcionamiento del complejo hidroeléctrico Toachi Pilatón, de 254,4 MW, pero esto no se ha cumplido. El contrato para la obra electromecánica se firmó el 25 de octubre de 2010 con la rusa Interao y se esperaba que entrara a funcionar en tres años y ocho meses, es decir, en el 2014. Recuerda que después de la terminación contractual con el contratista de la obra, el 22 de marzo de 2017, por incumplimiento contractual, Celec volvió a contratar con el mismo subcontratista de la obra y nuevamente hay problemas con el montaje de la Central Alluriquín, de 204 MW. “No hay fecha definida para la conclusión de esta obra”, dice.

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Para el año 2022 estaba prevista la entrada en operación del Bloque de Energía Renovable de 500 MW (incluye El Aromo y Villonaco II y III). En la reprogramación actual, el proyecto tiene un costo de $ 875 millones y se piensa que podría entrar en operación en el cuarto trimestre del 2024.

Para este 2023 se esperaba la operación del proyecto Ciclo Combinado 400 MW (otra termogás), con un costo de $ 600 millones. Saavedra asegura que hace tres años se inició este proceso de licitación, que incluía la inversión, construcción y operación, pero no estaba definida su ubicación y se dejó al oferente la opción de seleccionar el sitio (Puerto Monteverde de GLP o Posorja), y se le pedía al inversionista asumir los riesgos de abastecimiento del gas. El modelo no fue atractivo. Ahora está prevista su operación para el 2026.

Adicionalmente, se debieron aplicar planes de rehabilitación del parque termoeléctrico, pero este no ha funcionado del todo por varios factores:

  • Falta de repuestos originales o de fábrica debido a obsolescencia tecnológica de las unidades térmicas.
  • Incumplimiento contractual de los mantenimientos, esto es, procesos paralizados.
  • Disminución de la potencia efectiva por restricciones operativas.
  • Procesos de rehabilitación inconclusos.

El día que este Gobierno debió anunciar la llegada de los apagones, aseguró que entre las medidas que ha tomado está la próxima entrada en operación de Termoesmeraldas 1 y 2, lo que permitirá disponibilidad de 170 MW adicionales. Además se lanzará la licitación para la compra de gas natural, lo que permitiría tener esta energía a mediados de diciembre. Previamente se había mandado a comprar 32 motores a fueloil que generarán 54 MW. La compra más grande de nueva energía será a través de las distribuidoras eléctricas, que adquirirán 465 MW a través de barcazas o soluciones en tierra por seis meses.

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El viernes, el presidente Guillermo Lasso anunció una nueva gestión para pedir nuevamente a Colombia que facilite la venta de energía al país. La gestión dio como resultado que Colombia se comprometa a vender más energía térmica a Ecuador. Además Perú también ha accedido y está pendiente realizar una gestión con empresarios privados ecuatorianos para que puedan facilitar más energía. De esta manera, este domingo no habrá apagones; pero se los retomará el lunes.

En este Gobierno se ha firmado el contrato del Bloque de Energías Renovables; sin embargo, se demoró la concesión de Campo Amistad y no se decidió a tiempo la importación de gas por fuera de Campo Amistad, a pesar de que había informes técnicos que indicaban que no era posible hacerlo por esa vía. Tampoco se dio luz verde a la captación de gas asociado en la Amazonía.

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