Por: Juan Pablo Peña Yaguache
Ingeniero Eléctrico, Escuela Politécnica Nacional – Máster en Economía de la Regulación, Universidad de Barcelona
La realidad del sector energético del país es preocupante y se agrava con el anuncio de desalentadoras predicciones sobre los efectos climáticos que traería el Fenómeno de El Niño, entre ellos, el riesgo de desabastecimiento de energía eléctrica debido a la alta probabilidad de escasez de lluvias en la cuenca hidrográfica oriental donde se asienta el grueso de la generación hidroeléctrica. Este evento climático no sería objeto de preocupación, por lo menos en lo que se refiere al sector energético, si se tomaban medidas planificadas dentro de un marco de política energética integral que desafortunadamente el país no lo cuenta. Los pronunciamientos de las autoridades corroboran aquello y reflejan la ausencia de una agenda compartida y de objetivos comunes entre el sector de hidrocarburos y el sector eléctrico.
De lo contrario, no se puede explicar que dos empresas públicas, dependientes de las políticas del mismo ministerio, presididas por el mismo directorio y por el mismo presidente, se enfrasquen en un cruce de comunicaciones para salvar la responsabilidad ante la inminencia de la crisis y dejen a la opinión técnica de un árbitro imparcial la decisión de utilizar la infraestructura de la una para que la utilice la otra en el contexto de una eventual importación de gas natural para fines de generación eléctrica. No hace falta explicar lo irónico que resulta el papel de EMCO EP como “coordinadora” de empresas públicas.
Para quienes están inmersos en el sector eléctrico no es una novedad que la principal vulnerabilidad en la operación del sistema eléctrico ecuatoriano esté en la insuficiente capacidad instalada de generación hidroeléctrica de la cuenca hidrográfica occidental; esto impide contar con una capacidad de generación complementaria a la abundante capacidad instalada en la cuenca hidrográfica oriental que permita sortear la marcada estacionalidad de los climas seco y lluvioso. En este sentido, la terminación y puesta en marcha de la totalidad del proyecto hidroeléctrico Toachi-Pilatón hubiese contribuido a contrarrestar en algo estas limitaciones operativas, pero ya son tres años de retraso desde la última fecha que las autoridades establecieron como la definitiva para superar anteriores retrasos en su terminación, por lo que se acumulan más de nueve años desde la fecha inicial que estuvo contemplada su inicio de operación.
La estacionalidad climática de estas cuencas hidrográficas tiene un poco margen de incertidumbre lo cual permite que la planificación operativa del sistema nacional interconectado (SNI) pueda realizarse en horizontes de corto y mediano plazo. Aun con la entrada en operación comercial de las centrales hidroeléctricas Delsitanisagua y Minas-San Francisco a finales de 2018, las proyecciones mostraban la necesidad de aumentar la potencia y energía firmes del SNI especialmente en períodos de sequía de la cuenca amazónica. Es así que se ha tenido un amplio margen temporal para avistar la problemática inclusive en escenarios climatológicos adversos como el Fenómeno de El Niño y así implementar medidas radicales y efectivas.
Sin embargo, aunque el sentido de urgencia demandaba darle prioridad a esta situación las gestiones de las autoridades de los últimos años estuvieron más enfocadas en concesionar proyectos de generación renovable no convencional (ERNC). Se tomaron más de cuatro años solo para anunciar la suscripción de los contratos de concesión del proyecto solar fotovoltaico El Aromo de 200 MW y del proyecto eólico Villonaco II y III de 110 MW, lo que en las circunstancias actuales constituye un altísimo costo de oportunidad. Del mismo modo, conviene dejar en claro que estos contratos de concesión, suscritos en marzo y julio de este año 2023, no suponen el inicio de la construcción de los proyectos como veladamente tratan de posicionar en la opinión pública los anuncios oficiales, sino que recién dan la pauta para que los concesionarios busquen el financiamiento de los proyectos en el mercado de capitales. Por eso, esta capacidad de generación prevista de 310 MW no se consideraría para un horizonte de corto plazo.
La parafernalia y expectativas creadas alrededor de la suscripción de estos contratos de concesión hace recordar, tal como el eterno retorno nietzscheano, a las mismas apoteosis que en el 2013 se dieron por la suscripción de similares instrumentos para una capacidad que sumaba 280 MW entre varios proyectos solares fotovoltaicos. Después de diez años, ninguno de estos proyectos se ejecutó y la única capacidad de apenas 27 MW corresponde a pequeñas instalaciones menores a 1 MW cuyo aporte
total a la cobertura de la demanda destinada para el servicio público de energía eléctrica no llega ni siquiera al 1% y a un costo elevadísimo. Aparte de esto, no se puede desconocer los encomiables beneficios de las ERNC alineados a los esfuerzos planetarios contra el calentamiento global, por lo que se espera que estos proyectos logren el financiamiento y sean ejecutados más temprano que tarde.
Por otra parte, aunque el país cuenta con un potencial extraordinario para el desarrollo de las ERNC no se debe perder de vista que por la naturaleza física y aleatoria de sus recursos primarios no son una garantía en términos de potencia y energía firmes para abastecer la demanda en todo momento y menos en las actuales circunstancias, por lo que la generación termoeléctrica desempeña un rol fundamental.
No obstante, el parque termoeléctrico del país, concentrado en su mayoría en CELEC EP, es obsoleto, ineficiente y mantenerlo disponible representa un alto costo. Solo en el año 2022, los costos fijos de administración, operación y mantenimiento (excluye amortización de inversiones) asignados a la CELEC EP para sus centrales termoeléctricas fueron de 209,61 millones de dólares para una capacidad de 1.600 MW, mientras que los mismos costos asignados para sus centrales hidroeléctricas fueron de 252,59 millones de dólares para una capacidad de 4.531 MW; esto significa en términos relativos un altísimo costo de la generación termoeléctrica con respecto a la hidroeléctrica, sin considerar incluso los costos variables del consumo de combustibles.
Además, el sector de hidrocarburos en el Ecuador no ha podido ofertar más fuentes de energía que los derivados de petróleo, por lo que el sector eléctrico también ha visto en estos combustibles las únicas opciones para el consumo de su parque de generación termoeléctrico; en el caso del gas natural, se ha limitado su uso con el argumento de que las reservas probadas, probables y posibles del Campo Amistad de
PETROECUADOR no son significativas como para contar con una infraestructura de mayor capacidad a la que actualmente se tiene en TERMOGAS MACHALA y Bajo Alto.
Aunque la producción petrolera ecuatoriana excede en mucho a su producción de gas natural no es justificable que ésta tenga una mínima participación en la oferta de hidrocarburos y derivados; esto tendría algún sentido si es que la capacidad de refinación de Esmeraldas, La Libertad y Shushufindi, las tres refinerías de PETROECUADOR, dieran abasto a toda la demanda; no obstante, conforme lo muestran las cifras del año 2022, el país importó 60,8 millones de barriles (MMBLS) de derivados de petróleo equivalente al 54% del total de su demanda interna. De este modo, importar gas natural no tendría por qué ser diferente a la importación de derivados de petróleo, más allá de contar con una infraestructura asociada que solo faltaría ampliarse o construirse.
Al margen de este punto, las estrategias llevadas a cabo antes y ahora para reparar el parque termoeléctrico repite las mismas fórmulas en cuanto a utilizar los mismos tipos de combustibles de derivados de petróleo, tal como se lo ha realizado mediante la compra o conversión de unidades de generación para que consuman fuel oil; estas inversiones que superan los 300 millones de dólares y que sumadas a los costos de operación y mantenimiento de las centrales termoeléctricas de CELEC EP por más de 200 millones de dólares anuales hubiese sido suficiente para invertir en una moderna planta de generación eléctrica de ciclo combinado de por lo menos 400 MW con lo cual los requerimientos de potencia y energía firmes estarían solventados en épocas de estiaje; estas centrales que utilizan gas natural aventajan sobradamente a las centrales de generación que utilizan diésel, fuel oil y crudo reducido en cuanto tiene que ver a costos, rendimientos, flexibilidades operativas y menores impactos ambientales.
Por lo que respecta a la disponibilidad del gas natural para importación se tiene que, como consecuencia de la producción estadounidense de gas de esquisto, la guerra en Ucrania y la creciente demanda en Europa, el mercado mundial de gas natural es uno de los de mayor dinamismo. A esto se añade la menor volatilidad de los precios con respecto al petróleo por lo que sería otra de las ventajas aprovechables. De la misma manera, en el ámbito geográfico, la cercanía del Ecuador con el hub asiático de gas natural y con la planta de licuefacción de gas natural de Pampa Melchorita al sur de Perú, país con unas importantes reservas y volúmenes de exportación, otorgarían facilidades para la importación de gas natural, siempre y cuando se amplíe la capacidad de la infraestructura en Bajo Alto y se proyecte nueva infraestructura a construirse en otras costas ecuatorianas como la primera planta de ciclo combinado.
El crítico momento por el que atraviesa el sector energético como consecuencia de la visión reduccionista con que se ha mirado esta área clave de la economía, no da cabida a más improvisaciones, remiendos y medidas in extremis. La ocasión de la crisis y las ventajas del comercio internacional son condiciones propicias para establecer una política energética de largo aliento en la cual se ponga al gas natural como un actor estratégico en muchas áreas productivas que demanden importantes bloques de energía.