La crisis energética que desde el 2023 enfrenta Ecuador dejó en 2023 una pérdida aproximada de 12 millones por hora no producida en el sector industrial, llegando a pérdidas de cerca de USD 1916 millones, sin contar que el sinnúmero de despidos y falta de producción en la pequeña y mediana industria. En este contexto, mencionar tan siquiera, la palabra “apagón” hace que el ciudadano entre en alerta y tema por perder su sustento.
Es así como la crisis energética que aún está presente está lejos de resolverse, no a menos que se ejecuten y se cumplan a cabalidad los proyectos en curso y se atiendan problemas estructurales de base que nos han dejado lejos de ser sustentables y autónomos.
Ciertamente, el estiaje y la baja generación hidroeléctrica son detonantes, el verdadero trasfondo está en la postergación de decisiones estratégicas que debieron ser tomadas con años de anticipación.
Causas estructurales
1.- Falta de inversión y planificación
Como la mayoría conoce, el Plan Maestro de Electrificación (PME) de años anteriores no ha sido cumplido. Por ejemplo, proyectos como Cardenillo (596 MW) y Santiago de (2400 MW) no han iniciado, ni iniciarán, al menos en el corto plazo.
Incluso si pudiesen iniciar este 2025 tomarían en promedio 8 años construirlos, muy posiblemente, cuando el déficit los alcance. Ya que entre los dos proyectos se llegaría a 3000 MW y a un crecimiento del 10% anual, aproximadamente 450 MW más a la demanda nacional. Esto es, en 8 años un incremento de 3600 MW. Por supuesto considerando solo estos proyectos, se llegaría a un déficit de 600 MW. Que, además, costaría implementarlos cerca de USD 4000 millones.
2.- Infraestructura Obsoleta
El parque termoeléctrico tiene una antigüedad superior a 40 años. Muchas plantas superan los 50 años y presentan alta indisponibilidad. Además de la fuerte dependencia desde Colombia, que, en años de sequía prolongada, afectada por el Fenómeno de El Niño, se vuelven inciertas, costosas y restrictivas. Solo en este rubro el Estado en 2024 gastó más de USD 300 millones.
3.- Cambio climático y sequías severas
Las condiciones hidrológicas han sido adversas. En 2024 se rompieron récords que superaban los 60 años de data histórica. El embalse de Mazar se ha convertido en un punto crítico de control, este embalse a pesar de su extensión (24 km) puede brindar autonomía de apenas unas 3 semanas, siendo inestable la generación del complejo Paute-Sopladora que aporta cerca de 1900 MW.
Por otro lado, los sedimentos y la erosión regresiva son inconvenientes que mantienen en vilo la generación de Coca Codo Sinclair que aporta 1500 MW, en épocas lluviosas. Los dos grandes puntos de generación son críticos y al mismo tiempo dependientes de la misma cuenca hidrográfica amazónica.
4.- Crecimiento atípico de la demanda
Al problema de falta de generación debe aumentarse el incremento de la demanda. DE 4 a 5% que era el incremento típico se ha llegado a establecer modelos con incrementos promedios de un 10%, prácticamente el doble de lo esperado. En gran parte por el fenómeno del Niño, ya que este produce un incremento de temperatura que hace que el consumo eléctrico de aires acondicionados en zonas costeras se incremente. Es así como en 2024 se llegó a picos de hasta 11 y 13% de incremento en la demanda, en la zona costera del país, especialmente en Guayas. Según datos del Operador eléctrico del Ecuador (CENACE) este incremento llegó a ser hasta 17.3% más alto que en 2023 y la tendencia sigue al alta.
Consecuencias de casos emblemáticos
Uno de los ejemplos más críticos y mediáticos fue la terminación unilateral de los contratos de la empresa PROGEN, por parte de CELEC EP. La contratista, debía instalar cerca de 150 MW en las centrales de Salitral y Quevedo por un monto de USD 149 millones y que actualmente enfrentaría un Arbitraje Internacional que podría durar varios años. A pesar de que, en teoría se tiene un avance del 90% según aduce la empresa contratista.
Al mismo tiempo, CELEC EP mantiene una deuda estructural que fácilmente puede llegar a USD 1500 millones distribuida entre:
• USD 606 millones que le deben distribuidoras entre ellas la más representativa CNEL EP.
• USD 188 millones “retenidos” por el MEF por “manejo de liquidez.
• USD 290.79 millones en disputas legales para el proyecto Toachi Pilatón.
• USD 580 millones por arbitrajes y disputas entre Sinhoydro y Coca Codo Sinclair.
Si sumamos además que CELEC EP al ser responsable de la generación del país debía proveer al menos 341 MW adicionales para combatir en parte un déficit que se estima por sobre los 921 MW.
Avances normativos
Frente a este panorama, el Decreto Ejecutivo N.º 32 marca un punto de inflexión, reformando el Reglamento General del Servicio Público de Energía Eléctrica perteneciente a la Ley del mismo nombre (LOSPEE). Entre sus aspectos más relevantes:
• Se permite la delegación directa de proyectos de generación hasta 100 MW de ERNC o tecnologías de transición.
• Se establece un “precio preferente” para viabilizar inversiones.
• Se habilitan nuevas garantías de pago como fideicomisos y fondos contingentes. A pesar, de las prelaciones establecidas en la Ley Orgánica de Competitividad Energética (LOCE).
• Se permite a clientes de alto voltaje (grandes consumidores) abastecer su demanda mediante autoconsumo y autogeneración y vender sus excedentes al sistema.
• Se aceleran los procedimientos para obtener títulos habilitantes para proyectos de generación no contemplados en el PME.
Estas reformas son un paso técnico importante, pero su éxito dependerá de su ejecución transparente, de la voluntad de atraer inversión con reglas claras y de evitar caer nuevamente en improvisaciones.
Si bien el panorama, es incierto existen planes que apuestan por una planificación que de cumplirse puede resolver en gran medida el déficit. Planes de inversión Minero-Energética, procesos de licitación, procesos públicos de selección (PPS), reformas normativas a través de la Agencia de Regulación y Control (ARCONEL) pueden mejorar los procesos, reduciendo tramitología innecesaria y atrayendo inversión privada.
La Secretaría de Alianzas Púbico-Privadas (SIPP) está a cargo, actualmente, de estructurar los proyectos de Santiago y Cardenillo y los empresarios locales buscan diariamente ser autosuficientes energéticamente. La suma de todos estos esfuerzos, lograrían en gran medida apelar a cambios profundos en la manera en que se genera y consume el recurso eléctrico.
La confianza del inversionista, la estabilidad normativa y una verdadera planificación a largo plazo deben ser pilares del nuevo modelo energético. Ecuador tiene la oportunidad de salir fortalecido, pero solo si se transforma el sector con visión técnica, institucionalidad sólida y un compromiso real con la sostenibilidad.
Por: Andrés Pogo – Experto energético y catedrático universitario UIDE.