El plan para evitar los apagones se quedó corto; vuelven

Para terminar el año, está en marcha el plan emergente de adquisición de termoelectricidad por alrededor de USD 1 000 millones para superar el déficit de 1 080 MW. ¿Qué pasará en el 2025? De acuerdo con el Plan Maestro de Electrificación, el país espera que entren a operar la hidroeléctrica Alluriquín, el parque fotovoltaico El Aromo y el parque eólico Villonaco III. Pequeños detalles: la primera opción lleva 13 años en construcción y de las otras no hay ni el primer panel ni el primer soplo…

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 es real.

Pero como no se trata de soplar y hacer represas, las alternativas, por donde se las mire, son carísimas y la circunstancia 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 15 de agosto del 2024, 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. Con este dinero se pudiera construir una central con mayor capacidad que Sopladora, que actualmente es parte del complejo Paute y brinda 480 MW. Su construcción demoró cinco años.

Eso es mucho tiempo. Por ello, al Gobierno no le quedó más que contratar termoenergía emergente y pagar más por la termoenergía adquirida a Colombia. De hecho, en las últimas semanas 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 del 30 de agosto, desde su punto de anclaje previsto en el sector de Las Esclusas. Pero 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 debía empezar a mediados de septiembre.

¿Y los más de 750 MW restantes?

El 27 de agosto del 2024, el ministro de Energía, Antonio Goncalves, el viceministro de Electricidad y Energías Renovables, Rafael Quintero, y el Gerente General de la Corporación Eléctrica del Ecuador (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 del 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 el 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 el 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 repentino torrencial aguacero en Paute. Para que el déficit no estalle en el 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 el 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.