Riesgo de apagones se aleja, pero deja advertencia urgente para futuros estiajes

El fantasma de los apagones eléctricos, que por unos días volvió a rondar entre los temores de los ecuatorianos, parece irse disipando conforme vuelven las lluvias y con ella crece la generación hidroeléctrica. Sin embargo, lo sucedido ya constituye un primer llamado de atención de lo que podría suceder a futuro, por ejemplo, en el próximo estiaje. Así, expertos advierten de medidas que se deben tomar inmediatamente para evitar futuros problemas.

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Normalmente la hidroeléctrica ha representado el 90 % de la producción de energía y el 10 % se genera a través de centrales térmicas y un pequeñísimo aporte que procede de energías alternativas como la eólica y gas.

Sin embargo, del 1 al 12 de enero –de acuerdo con los datos del Operador Nacional de Electricidad (Cenace)– la generación hidroeléctrica bajó a 61 %. En todo caso este 13 de enero se recuperó a un 80 %, lo cual da un espacio de tranquilidad a las autoridades.

El ministro de Energía, Fernando Santos, indicó que el viernes pasado se conoció que hubo un incremento importante de lluvias en Paute y también en Coca Codo Sinclair. En el caso del río Coca el aumento de caudales no llega a generar aún una reactivación de la erosión regresiva que amenaza a la captación de la central. Así, según Santos, tanto el incremento de la pluviosidad como la posibilidad de importación de energía desde Colombia y la entrada en funcionamiento de varias centrales térmicas (que usan combustible) permiten descartar apagones o racionamientos.

El ministro anotó que un problema que existe es que el 90 % de la generación hidroeléctrica está localizada en el sector amazónico y solo el 10 % hacia el lado del Pacífico. Esto hace que cuando hay sequía en la zona amazónica, que normalmente es entre noviembre y febrero de todos los años, caiga la producción. Este año, sin embargo, el estiaje ha sido particularmente fuerte.

De acuerdo con los datos de la Corporación Eléctrica del Ecuador (Celec), el mapa eléctrico está compuesto por 52 centrales de generación: 14 hidroeléctricas, 37 térmicas y una eólica.

Entre las centrales hidroeléctricas amazónicas que son las que más generación entregan están:

• Paute Molino, Paute Mazar y Paute Sopladora, alimentadas por el río Paute y que pertenecen a la Unidad de Negocio Celec Sur.
• Las centrales Agoyán y San Francisco se alimentan del río Pastaza y la Pucará, de la laguna Pisayambo. Estas pertenecen a la Unidad Hidroagoyán.
• El río Coca, en cambio, mueve a Coca Codo Sinclair, con su unidad de negocio del mismo nombre. Estas son las que más castigo han recibido con el estiaje.
• La Unidad Gensur maneja Delsintanisagua, que se mueve por el río Zamora.

Para el lado del Pacífico, y con menor generación, están:

• Minas San Francisco, alimentada por el río Jubones (Celec Sur).
• Las centrales Baba y Marcel Laniado que se alimentan del río Baba y de la represa Daule Peripa y pertenecen a la Unidad Hidronación.
• Manduriacu es la central que se alimenta del río Guayllabamba y pertenece a la Unidad Coca Codo.
• Finalmente, la Unidad Hidrotoapi maneja la central Sarapullo (una de las dos centrales de Toachi Pilatón), que se alimenta por el río Pilatón.

El resto de centrales son térmicas y pertenecen a las unidades Electroguayas, Termogás Machala, Termo Manabí, Termo Esmeraldas y Termopichincha.

Santos dijo que durante varios años los gobiernos se confiaron de la generación hidroeléctrica y descuidaron el mantenimiento de las otras centrales. Incluso refirió que el anterior gerente de Celec, Nicolás Andrade, había dejado que una central de Esmeraldas quedara fuera de servicio por un problema con una aseguradora. También se conoció que en la misma administración, en noviembre, se retiró de funcionamiento una de las dos turbinas de la central San Francisco. Esto pese a que su para estaba prevista para marzo.

Por su parte, Fernando Salinas, experto energético y docente de la Universidad de la Américas, considera que el estiaje de este 2023 es el preludio para una posible crisis energética para el año 2024 si no se hacen bien los deberes. Explicó que la demanda del país crece en alrededor del 4 % anual, lo que significa que al Sistema Nacional Interconectado deben incorporarse nuevas centrales en una potencia de 160 MW por año.

¿Cuáles son esos deberes?

En primera instancia indica que es urgente la nueva licitación del Campo Amistad, pues eso permitirá asegurar el gas natural en el mediano y largo plazo. “El gas natural para Termogás Machala es indispensable porque le aporta firmeza al sistema eléctrico nacional”, dice.

Con el tema concuerda Jorge Luis Hidalgo, experto en energía y gerente de GreenPower. Explica que el estiaje sufrido en estas semanas le podría llegar a costar al país por aumento de costos de compra de electricidad a Colombia y Perú y por importación de diésel, según cifras del propio ministro Santos, entre $ 400 millones y $ 600 millones.

“El caso más irónico es que la Termogás Machala ha sido modificada para que pueda generar también con diésel”, comenta. El tema no es conveniente para el bolsillo del Estado si se toma en cuenta que un millón de BTU de diésel le cuesta al Estado $ 28, mientras que el gas natural de producción nacional $ 3,8 a boca de pozo y hasta $ 8 como GNL. En otras palabras, si en compra de diésel se gastan $ 100 millones, con gas natural licuado de producción nacional se gastarían $ 30 millones.

Hidalgo dice que sabiendo que el próximo estiaje puede ser aún más severo, lo primero que deberían hacer las autoridades es acelerar la licitación del Campo Amistad, que podría proveer de gas natural a Termogás Machala y a la nueva Termogás de 400 MW que está en proceso de licitación. Señaló que el ministro ha incumplido su compromiso de sacar a licitación ese campo antes de terminar el 2022.

Otro tema por resolver es el de Coca Codo Sinclair. Salinas comenta que la central hidroeléctrica que proporciona alrededor del 26 % de la energía del país está en serio riesgo de que salga de operación por los problemas inherentes a la erosión regresiva del río Coca. En este sentido, considera que se deben llevar delante de manera urgente las obras contingentes para retrasar la erosión regresiva en Coca Codo Sinclair y acelerar la construcción de los proyectos de Bloques de Energías Renovables.

Sobre el tema, Santos ha indicado que sigue en pie la intención de negociar con China la entrega a los constructores de la central para que ellos la manejen y se encarguen de remediar los daños. Sinohydro deberá devolver el dinero invertido por parte de Ecuador y se firmará un contrato para comprarles electricidad a una tarifa razonable. Las negociaciones empezarán en las próximas semanas.

Salinas opina que a mediano plazo es necesario reemplazar las centrales térmicas obsoletas por centrales con un rango de emisiones menores. También que se incrementen las capacidades de transmisión en los enlaces internacionales de energía con Colombia y Perú.

En el largo plazo, de acuerdo con el Plan Maestro de Electrificación, se tendría como parte del Sistema Nacional Interconectado al grupo de centrales del Proyecto Santiago. Otro elemento que se debe explorar en nuestro sistema es el almacenamiento de energía con embalses y centrales hidroeléctricas de bombeo que permitan tener seguridad del recurso agua aun en sequías.

Entre tanto, Hidalgo señala otros tantos errores en la gestión de la electricidad: la subestación Shushufindi que está energizada y operativa desde el 2017 (inversión de $ 27 millones) no está conectada a la refinería Shushufindi pese a que consume 60 MW con diésel importado. A la par, la licitación de gas de mecheros no adjudica. Hay una turbina de 12 MW que tiene Petroecuador en aduanas por cuatro años, la subutilización de la turbina prestada por Celec para la refinería de Esmeraldas que es de 42 MW y solo requieren 12 MW. (I)