Uno a uno: Los puntos alarmantes del sector eléctrico que avizoran apagones

Un informe de Celec, de septiembre de 2024, señala que pese a las inversiones realizadas, como las barcazas, no es posible garantizar el abastecimiento de energía eléctrica y se presenta riesgo de apagones durante el periodo octubre de 2024 a marzo de 2025.

Los apagones están a la vuelta de la esquina y se extenderían hasta a marzo de 2025, debido al severo estiaje y a la falta de generación, de mantenimiento programado de la infraestructura y de inversión.

En un informe de septiembre de 2024, que sirvió de base para la declaratoria de emergencia, la holding estatal Corporación Eléctrica del Ecuador (Celec) revela algunas «conclusiones alarmantes» sobre la situación actual del sector eléctrico estatal, el cual enfrenta una de sus peores crisis en los últimos 60 años.

Aquí están uno a uno, los puntos alarmantes del sector:

1. Déficit de generación por falta de expansión

Actualmente, la falta de inversión en generación sumado a las indisponibilidades no programadas, genera que el sistema no cuente con reservas de potencia necesarias para suplir contingencias que involucre la salida de grandes bloques de generación.

De presentarse estos eventos, existe la posibilidad de cortes de carga en los periodos de mayor demanda, y salidas de la central Coca Codo Sinclair en días laborables, incluso con la máxima importación desde Colombia no garantizan el cubrimiento de la demanda.

2. Parque térmico obsoleto

La obsolescencia de la generación térmica del sistema eléctrico ocasiona que estos generadores registren altas tasas de indisponibilidad, lo cual incide negativamente en la confiabilidad y continuidad del suministro eléctrico, por lo que se requiere su reemplazo.

El parque térmico de Ecuador tiene una capacidad nominal de 578,3 megavatios.

3. Falta de inversión en el Sistema Nacional de Transmisión

Debido a la falta de expansión, el Sistema Nacional Interconectado actualmente es deficitario en potencia, energía, capacidad de transmisión, transformación y compensación reactiva.

Esto implica, según Celec, operar con riesgo permanente de déficit.

Esta situación provocó racionamientos de energía y desconexiones de carga emergente debido al deterioro de la calidad del suministro de energía eléctrica por altos niveles de carga o bajos voltajes en varios elementos de la red de transmisión, especialmente en la zona de Guayaquil.

4. Retrasos en mantenimientos programados

El Operador Nacional de Electricidad (Cenace) ha diferido algunos mantenimientos de gran magnitud en las hidroeléctricas y el Sistema Nacional Interconectado (SNI), en pro de disminuir el impacto del déficit de potencia y energía en el SNI y preservar la seguridad de la zona de influencia, dada la incertidumbre y vulnerabilidad del sistema eléctrico.

5. Sedimentos paralizan a las centrales

La acumulación de sedimentos -por condiciones hidrológicas imprevistas- genera que las centrales hidroeléctricas salgan de operación.

Por ejemplo, Coca Codo Sinclair, la hidroeléctrica más grande del país con una potencia instalada de 1.500 megavatios, ha tenido 21 salidas imprevistas de este tipo, entre enero y agosto de 2024.

6. Disminución de caudales por el estiaje

Debido a uno de los peores estiajes de los últimos años se registra una disminución de los caudales, afectando a los embalses de las hidroeléctricas.

En los dos últimos años, entre septiembre de 2023 y julio de 2024 se han presentado caudales promedios mensuales en Mazar (parte del complejo hidroeléctrico Paute) que constituyen los nuevos valores mínimos históricos.

Adicional, en el último año se han presentado promedios mensuales que se encuentran entre los percentiles más bajos.

La situación se extiende hasta septiembre.

7. Colombia limita exportaciones de energía

Colombia limitó la venta de energía termoeléctrica a Ecuador hasta el 30 de noviembre de 2024 debido a la temporada seca que afronta ese país.

Luego de noviembre, Colombia espera la recuperación de sus embalses en un 67,78%.

Cuando tomaron la decisión de limitar la venta de luz en agosto, los embalses se encontraban en un 56,71% de su nivel.

Por el momento, hay limitaciones de infraestructura para la importación de energía desde Perú.

No es el único problema

El consultor energético, Darío Dávalos, considera que hay otro nudo crítico que debe resolverse en el país: la Refinería Esmeraldas, la más importante del país.

«La Unidad de Fraccionamiento Catalítico Fluidizado o Unidad FCC de la Refinería Esmeraldas en mantenimiento por 65 días. Es necesario programar la importación de derivados para satisfacer la demanda. La actualización del parque termoeléctrico requiere estabilizar la refinación de petróleo a largo plazo para garantizar el continuo suministro de combustible», puntualizó Dávalos.

 Con este escenario, Celec señala que «no es posible garantizar el abastecimiento de energía eléctrica y se presenta riesgo de cortes de servicio de energía eléctrica durante el periodo octubre de 2024 a marzo de 2025″.

Y, luego de marzo de 2025

Desde marzo de 2025 en adelante, Celec señala que la incorporación de las nuevas centrales de generación en las fechas definidas y sumadas con las máximas importaciones de electricidad desde Colombia y Perú (algo que está previsto para 2027), posibilitarían atender el suministro de electricidad en el país.

Sin embargo, la reducción de los aportes hídricos impacta a la región, lo que llevó a racionamientos de agua en el sistema colombiano en meses anteriores para preservar la reserva de sus embalses.

Estas condiciones similares podrían afectar las ofertas de exportación hacia Ecuador, como ocurrió en el estiaje anterior.

La solución definitiva para garantizar el abastecimiento futuro de electricidad en el país, según Celec, es el desarrollo y construcción de los nuevos proyectos de generación, transmisión y distribución.

Tomado de Pichincha Comunicaciones – Imagen: Pichincha Comunicaciones