Apagones en Ecuador: las megacentrales construidas con bombos y platillos van revelando sus fallas
En los últimos 10 años, la demanda nacional de electricidad ha crecido a un promedio de cuatro por ciento anual, mientras las megacentrales construidas con bombos y platillos van revelando sus fallas y disminuyendo su potencia. Para sobrevivir, deberíamos construir cada dos años una central que aporte unos 500 megavatios al sistema. Y eso no se ha hecho...
¡Volvieron los apagones! El tres de octubre el Ministerio de Energía y Minas anunció al país una “desconexión puntual de demanda eléctrica”. Lo justificaban “debido a una disminución temporal de la transferencia de potencia desde Colombia”. El mismo comunicado advertía que los cortes se aplicarán “en la magnitud que fuere estrictamente necesaria”.
Esa misma noche hubo cortes en algunos barrios de algunos cantones en 11 provincias. En las subsiguientes declaraciones públicas se ha tratado de no alarmar, se ha promocionado el reingreso de alguna que otra turbina de generación, se ha logrado ajustes con Colombia y se han hecho inusuales “mantenimientos” que incluso llegaron a desconectar una madrugada a gran parte de populosas ciudadelas en Daule y Samborondón. ¿Qué es lo que realmente pasa?
Producción insuficiente
El último Plan Maestro de Electricidad fue elaborado en 2020, durante el gobierno de Lenín Moreno. El capítulo cuatro está dedicado a la “expansión de la generación” y especifica que este Plan, “debe constituir una solución robusta, que permita enfrentar adecuadamente las incertidumbres en la demanda”.
A mediados de 2021, la Asociación de Empresas Privadas de Generación y Autogeneración Eléctrica (Adegel) calculó que en 2022 se podrían producir apagones. La profecía se ha cumplido un año después.
Actualmente y sumando todas las centrales eléctricas existentes, el Ecuador posee la capacidad de generar cerca de 9.000 megavatios. Para hacerlo, las hidráulicas requieren suficiente agua y las térmicas necesitan mantenimiento y disponibilidad de combustible. Hay también un grupo de centrales eólicas, solares, de biomasa y de biogás que juntas no llegan al 10 por ciento del total.
El mayor peso lo llevan las hidroeléctricas. Si tuvieran agua suficiente todo el año y estuvieran en óptimas condiciones técnicas, bastaría con ellas funcionando al cien por ciento para cubrir la demanda actual que en las horas pico requiere el encendido de equipos que sumen unos 5.000 megavatios. El problema es que el promedio de la capacidad de generación es de solo 3.000, en números redondos. Eso debido a que los caudales suben y bajan y a menos agua, menos luz. A eso se suman las paralizaciones por mantenimientos programados o extraordinarios.
En el otro lado están las plantas termoeléctricas, nada amigables con el ambiente debido a que para funcionar deben quemar petróleo crudo, diésel, fuel oil o gas natural dependiendo de cómo fueron diseñadas. El total instalado de energía térmica se acerca a los 3.000 megavatios. Pero en los últimos 12 meses solo han aportado con una tercera parte de esa capacidad. Y no lo han hecho a plenitud en parte porque se prioriza la generación limpia. Esto ha hecho que muchos de estos equipos ingresen a eternos mantenimientos y que otros simplemente se hayan apagado.
Un as bajo la manga es la posibilidad que tenemos de recibir energía eléctrica de Colombia y de Perú. Hasta 525 megas desde el Norte y unos 110 desde el Sur. Eso depende de que a esos países les sobre una cantidad similar o que entremos a pelear megas en esos mercados, pagando muy altas tarifas. A Colombia no le sobra mucho. En los últimos tiempos se les quemó una central hidroeléctrica y una nueva, de 2.400 megavatios, estaría totalmente operativa recién en 2025. “La puesta en marcha de la principal hidroeléctrica de Colombia está rodeada de dudas técnicas, pujas políticas y problemas legales”, reportó diario El País de España. Y el enganche con el sistema peruano es aún más complicado.
“Depende de Diosito”
“Dar una respuesta categórica es muy difícil, porque depende de Diosito que nos mande aguas. Pero yo diría, en el caso extremo, que no va a haber apagones. Se están tomando las medidas desde el Ministerio”, dijo el titular de Energía y Minas en una entrevista para Notihoy.
Lamentablemente no deja de tener razón. El calentamiento global cambió ya los ciclos climatológicos en el mundo y los ríos, cuyas aguas se dirigen hacia el océano Atlántico, han disminuido de manera inusual su caudal. Hasta el gran río Amazonas se está secando con graves consecuencias para los habitantes de Manaos en Brasil.
En el Ecuador los meses de más bajo caudal, llamado estiaje, en la vertiente oriental de la cordillera van de noviembre a marzo. Quienes recuerdan los apagones de finales del siglo XX, saben que estos sucedían a partir de diciembre. En 2023 los hemos empezado a sufrir en octubre y no sabemos qué pasará más adelante.
Aquí otro desbalance: De cada 100 megavatios hidroeléctricos que se producen en el Ecuador, 87 están localizados en las estribaciones orientales de la cordillera y solo 13 en el occidente. De las ocho más grandes centrales hidroeléctricas, apenas dos están en la Costa: la Marcel Laniado entre Guayas y Manabí y Minas San Francisco en El Oro.
A eso se suma que, el anunciado fenómeno de El Niño prevé lluvias intensas en la Costa y no en la Amazonia. Y que las grandes precipitaciones ocurridas sobre Quito en la primera quincena de octubre -que hasta inundaron la Ruta Viva no mitigan el problema, pues los ríos como el Machángara y sus afluentes terminan en Esmeraldas, en el océano Pacífico. Por ejemplo, la sobredimensionada Coca Codo Sinclair se alimenta del río Quijos que recoge agua desde las faldas orientales del volcán Antisana. Algo similar ocurre con el río Pastaza que mueve dos centrales hidroeléctricas al este de Ambato y con el río Paute que nutre las tres centrales azuayas que juntas constituyen el mayor complejo hidroeléctrico del país.
A media luz
El Plan Maestro de Electricidad previó la construcción hasta 2028 de una treintena de centrales eléctricas de varios tipos en 15 de las 24 provincias del país, unas con inversión pública, otras con inversión privada. Juntas sumarían 5.000 nuevos megavatios al sistema, es decir más del 50 por ciento de lo actualmente existente.
En 2013 se firmó el contrato para poner una tercera unidad de 77 megas en Termogas Machala. La encargada era la rusa Inter Rao, la misma que también debía suministrar el equipamiento electromecánico para la central Toachi Pilatón. Tras ser acusada de varios incumplimientos terminó abandonando las dos obras que hasta la fecha no arrancan, privando al país de unos 350 nuevos megavatios entre ambas.
En diciembre de 2015 fue paralizada la construcción del proyecto hidroeléctrico Quijos por problemas legales con la Empresa Nacional China de Ingeniería Eléctrica. Se llegó a construir apenas 700 metros de un túnel de cinco kilómetros hasta que la constructora fue acusada, entre otras cosas, de incumplimiento de normas técnicas. La inversión pactada fue de 150 millones de dólares. También en manos de la misma constructora china se puso una pequeña central llamada Mazar Dudas que debía aportar con 21 megavatios divididos en tres grupos de generación. Solo en uno de ellos, Alazán, pudo ser recontratado y está en operación. Las otras dos continúan paralizadas.
También está retrasada la central fotovoltaica El Aromo que generará 200 megavatios aprovechando el terreno aplanado donde algún día se pensó en una refinería, en Manta. El contrato se firmó en marzo de 2023 pero aún no hay fecha de puesta en marcha.
Basados en la curva de aumento de la demanda de energía eléctrica, para 2026 debería entrar en operación la central Cardenillo. Se la programó con inversión privada pero aún está lejano el día de la puesta de la primera piedra y su construcción podría durar unos cinco años. Suministraría casi 600 megavatios e implica la construcción de un tercer embalse, aguas abajo de la actual central Sopladora. Aquí vale recordar que Sopladora también es china, que costó 670 millones de dólares y que ya presenta problemas técnicos que han sacado de operación a la tercera parte de la central. Por si fuera poco, la constructora fue glosada tras un examen especial de Contraloría, en 248 millones de dólares.
La mejor solución a la crisis energética estaría en las aguas del río Santiago, el mismo que se hizo famoso por ser el cómplice de un divisor de aguas que gatilló una disputa territorial de 40 años con el Perú. A su paso por el cantón Tiwintza de la provincia de Morona Santiago, ofrece la posibilidad de aprovechar su caudal para instalar dos centrales hidroeléctricas de 1.200 megavatios cada una. El Plan prevé que debería estar listo en 2028 pero aún está en veremos...
