Ecuador comienza el año sin apagones y espera la integración de la energía contratada al Sistema Nacional de Interconexión (SNI), luego de cortar el suministro eléctrico hasta catorce horas diarias en 2024.
Hasta 2025 y “por mucho tiempo”, la generación eléctrica en el país seguirá dependiendo de la energía hidroeléctrica porque “las condiciones de mezcla “La electricidad no cambiará significativamente en comparación con 2024”, afirman los expertos. El gobierno ha reconocido la dependencia de las centrales hidroeléctricas y ha propuesto implementar modelos para diversificar la matriz energética.
Ecuador vivió un período de racionamiento de casi tres meses para el sector residencial, que comenzó el 23 de septiembre y se extendió hasta el 19 de diciembre, mientras que para el sector industrial se extendió hasta el 31 de diciembre. El gobierno atribuyó esta crisis a varias circunstancias entre ellas la sequía, la falta de mantenimiento en las centrales térmicas y el retraso en la implementación del plan maestro.
¿Cómo comenzará la producción de energía en 2025?
El presidente Daniel Noboa afirmó que, según datos de la gestión, desde el día de su llegada al poder se han restablecido 509,4 megavatios (MW) en centrales térmicas reparadas, además de 187,3 MW en hidroeléctricas, para un total de 696,7 MW. En térmicas:
- Álvaro Tinajero: 33 MW
- Aníbal Santos: 54 MW
- Trinitaria: 85 MW
- Enrique García: 96 MW
- Esmeraldas II: 66 MW
- Esmeraldas I: 112,5MW
- Quevedo II: 54,4MW
- Santa Elena II: 8,5MW
En la página de centrales hidroeléctricas restauradas:
- Soplador: 129,8 MW
- Bebé: 21MW
- Pucara: 36,5 MW
“Esto se basa en que la gestión hizo los trabajos de mantenimiento que no se hicieron en años anteriores y que fueron prolongados repetidamente por la siguiente administración hasta que tuvimos un año de sequía”, dijo el presidente en la radio. democraciael 23 de diciembre. “La falta de mantenimiento y negligencia de gobiernos anteriores no se sintió tanto porque no hubo tal sequía. Ahora que ha habido sequía en 2024, la falta de gestión es evidente… Nos ha golpeado muy fuerte”.
Además de mantener las centrales térmicas, explicó que había tomado medidas extraordinarias para afrontar la crisis, como alquilar dos barcazas y una barcaza en el camino. De estos 300 MW de generación flotante, 100 MW forman parte del primer bloque de contrato del gobierno de 341 MW.
En noviembre, el gobierno también anunció la firma de cuatro contratos para integrar 632,1 MW al SNI.
Como parte de la gestión, el Directorio destaca la puesta en funcionamiento de la central eléctrica Alluriquín del complejo Toachi Pilatón. Dos de las tres unidades iniciaron operaciones en diciembre. Cada unidad tiene una capacidad de 68 MW, si se unieran las tres serían 204 MW de esta central hidroeléctrica. El ministerio lo anunció el lunes. ya aporta 136 MW generado por estos dos bloques y que el proyecto alcanzará su máxima producción a principios de 2025.
Como parte de los proyectos, Noboa también anunció que comenzarán a desarrollar la producción de energía a base de gas, que el campo Amistad está abierto a licitación y que las turbinas que agregarán a la red serán turbinas gemelas que funcionarán con diésel o gas natural. .
En cuanto a la generación de energía solar, dijo que hasta 2025 se sumarán 60 MW, 70 MW en la primera fase y otros 70 MW en la siguiente fase; La apuesta del Gobierno se extiende también a la generación geotérmica, que, a su juicio, aunque lleva tiempo, es sostenible a medio y largo plazo. “No solo le estamos poniendo una curita, le estamos dando soberanía energética a Ecuador en el mediano y largo plazo”.
Además, dijo que han emitido licencias ambientales y realizado proyectos eólicos en Loja, Imbabura con la participación de empresas privadas.
Respecto a las importaciones de energía a Colombia, el presidente explicó: “Seguimos comprando”, y en el caso de que les pase algo extraordinario, una sequía extrema, “reducirán las ventas que Colombia vende a Ecuador entre 420 MW y 430 MW”. La capacidad de distribución es de hasta 450 MW.
¿Existe riesgo al exportar energía de Colombia a Ecuador?
Entonces, tomando en cuenta los datos ejecutivos y teniendo en cuenta lo ya incluido oficialmente en el SNI, serían 696,7 MW; Barcaza de 100 MW; y Colombia entre 420 MW y 430 MW. Los demás números están en fase de prueba, aún faltan incorporarse o provienen de proyectos por ejecutar.
El presidente del Colegio de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos del Azuay, Diego Morales, comenta que de la totalidad de los bloques uno y dos de los contratos entre compra y alquiler a la fecha, “lo único efectivo son los 100 MW de la barcaza, los 50 MW de Quevedo; los 100 de Salitral y los 91 MW de Esmeraldas”.
Además, señala que a pesar del anuncio de las otras dos barcazas, aún no están listas para su uso y en la misma dirección va el Toachi Pilatón, que aún no ha alcanzado su máxima potencia.
¿De qué fuente de generación dependerá Ecuador?
Tres expertos entrevistados respondieron: de la energía hidroeléctrica.
El expresidente del Colegio de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos del Ecuador Andrés Oquendo señala que la dependencia de la fuente hídrica “no va a cambiar en el Ecuador en mucho tiempo” y que la transformación de la matriz energética tomaría al menos una década .
El analista energético Fernando Salinas agrega que para este año “las condiciones del mezcla La energía no cambiará significativamente en comparación con 2024”, ya que la energía hidroeléctrica representa más del 70%; generación térmica, 24%; Importaciones desde Colombia: 4%; y el 1% de energías renovables no convencionales.
Aunque el presidente del Colegio de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos del Azuay, Diego Morales, explica que de continuar las lluvias se garantizará un suministro energético adecuado, si en marzo y abril se presentarán condiciones similares a las del 2024, “sequedad, disminución de las precipitaciones y aquí se debe aprovechar la energía térmica que se ha anunciado y que está en fase de contracción”. Según Oquendo, el déficit en épocas secas es de hasta 1.200 MW.
Según Salinas, la proporción de energía importada y de energía térmica seguramente aumentará entre un 2% y un 4% para 2025 debido a la integración de nuevas centrales térmicas (barcazas y plantas terrestres emergentes) que se espera que entren en funcionamiento a partir del primer trimestre de este año. 2025.
Y aunque el Gobierno ha anunciado la adjudicación de contratos de producción de energía, Oquendo apunta: “Una cosa es lo que se dice y otra lo que realmente se consigue. Ya lo vivimos hace mucho tiempo y no sólo con este gobierno sino también con los anteriores, ni siquiera la firma de un contrato garantiza su implementación”.
Plan Maestro de Electricidad
Morales dice que el Colegio de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos del Azuay enfatiza fuertemente en la necesidad de implementar el Plan Maestro Eléctrico. “El Viceministro de Electricidad y Energías Renovables fue gerente de Celec, sabe lo que tiene que hacer e instamos a esta autoridad a implementar e implementar todo este plan”.
Según Morales, hay innumerables proyectos del plan maestro que prácticamente siguen detenidos y el único avance en lo planeado es con el Toachi Pilatón, con los dos bloques que están en pruebas de sincronización y con las térmicas que el gobierno ha anunciado como restablecidas. Los contratos más recientes son los 100 MW de la barcaza.
Entendiendo la situación del sector energético, la ministra de Energía y Minas (e), Inés Manzano, ha señalado que hay un déficit de alrededor de 1.800 MW que se arrastra desde hace diez años. “De hecho el último plan eléctrico que es para el 2023 tampoco se ha cumplido, no se cumplió en el año de gobierno del gobierno anterior”, dijo en la radio centro el 24 de diciembre.
Salinas explica que el plan maestro prevé una serie de nuevas instalaciones para cubrir las necesidades del país durante los próximos diez años y que el potencial hidroeléctrico del país es de 24.000 MW; energía solar con alrededor de 2.000 MW; la energía geotérmica con una potencia de unos 800 MW; y energía eólica 2.000 MW.
Agrega que la energía hidroeléctrica es renovable, abundante y barata y que, por lo tanto, los proyectos deberían permanecer ubicados principalmente en las cuencas occidentales: Chespi, Tortugo, El Salto. Así como en la Cuenca de Guayllabamba, Puyango-Tumbes en la Cuenca de Puyango. Y sin dejar de lado los proyectos orientales como Santiago y Cardenillo, que son proyectos que tardarán unos ocho años en construirse y que, por su capacidad de alrededor de 3.000 MW, representan soluciones de mediano y largo plazo para el país. (JO)
