Para próximo estiaje se espera un déficit similar al del 2023
Cenace proyecta un déficit de energía de 475 MW adicionales para septiembre del 2024. Durante el estiaje pasado la compra de energía a Colombia le costó diez veces más al país.
El riesgo de futuros apagones sigue patente para Ecuador, si bien ya habría sido superado este problema y los cortes de luz que viven algunas ciudades se dan por otras razones, para el próximo estiaje -que se dará entre septiembre del 2024 y marzo del 2025- el Operador Nacional de Electricidad (Cenace) ha proyectado un déficit de energía de 475 MW adicionales. Se trata de “un tema crítico” en el cual ya está trabajando el Gobierno.
El estiaje pasado le pasó factura al país, por el malestar ciudadano, pérdidas en negocios y en el costo de importación de electricidad desde Colombia que en el 2023 fue diez veces más alto que en otros años, mientras la compra de energía como tal fue tres veces mayor. El costo para Ecuador fue de $ 280 millones y aun así no se llegó a cubrir el déficit de 485 MW que se había generado.
Así lo reveló Paúl Urgilés Buestán, gerente de la Corporación Eléctrica del Ecuador (Celec), durante la rendición de cuentas de la entidad. Las declaraciones se dan en medio de la preocupación de ciudadanos que han visto, en estos días, cortes de luz en varios sectores. Estos cortes, a decir del Ministerio de Energía, se deben a temas de altas cargabilidades en el sistema de transmisión, a bajas de voltaje y a la salida de algunas unidades de generación de manera inesperada. Además, hubo hace pocos días una fuga de crudo del OCP que devino en una baja de la generación de la hidroeléctrica Coca Codo.
El gerente recordó que después de 14 años sin problemas, Ecuador volvió a sufrir restricciones de entrega de energía. Hablaba de los apagones sufridos desde octubre del año pasado. Explicó que esto se debe a una falta de planificación y baja ejecución del plan maestro de electrificación. Este establece que Ecuador debe tener un incremento de potencia nueva de 200 MW por año, pero esto no sucedió. En 2023 debieron ingresar 240 MW adicionales, pero esto tampoco pasó. A la par hubo mayor demanda de electricidad si se compara con el promedio de otros años. El fuerte estiaje redujo los caudales.
El gerente de Celec también indicó los trabajos que se hacen en este momento para la reposición y recuperación de unidades de generación, indispensables para enfrentar el próximo estiaje, de septiembre del 2024 a marzo del 2025. La Rendición de Cuentas 2023 se desarrolló ayer en Cuenca.
La potencia para recuperarse corresponde a la unidad 2 de la central Sopladora, Unidad TG4 de la Central Térmica Gonzalo Zevallos y la Unidad TM1 de la térmica Machala.
En coordinación con CNEL se planifica la recuperación de unidades de generación de las centrales Aníbal Santos y Álvaro Tinajero.
Se trabaja en la incorporación de nuevas unidades de generación de las centrales Quevedo II y Santa Elena II. La compra de estos equipos fue el año anterior y se espera su disponibilidad para el próximo estiaje. Para este año se prevé la repotenciación de la central Machala II, con el ingreso de las unidades TM6 y TM7.
Asimismo, anunció que se realizan gestiones administrativas y jurídicas para retomar la construcción de proyectos paralizados, como Quijos, Mazar Dudas, Ciclo Combinado Termogás Machala; y retomar los grandes proyectos de generación hidroeléctrica, Cardenillo (495 MW) y Santiago (2.400 MW), que se ejecutarán bajo la iniciativa privada.
También indicó que en 2023 las 52 centrales de generación de esta empresa pública entregaron al país 26.191 gigavatios-hora de energía, lo que representó una cobertura del 85,57 % de la demanda nacional. Durante el año anterior, a fin de garantizar el servicio eléctrico, se recuperaron 174,9 megavatios térmicos y se puso en operación la hidroeléctrica Sarapullo, de 49 MW, que es parte del proyecto hidroeléctrico Toachi Pilatón.
En coordinación con el Viceministerio de Electricidad y Energías Renovables, se planifica en el corto plazo desarrollar los estudios de proyectos que serán aporte importante en la expansión del sistema, así como propuestas de financiamiento a través de un reglamento de Alianzas Estratégicas. En ese contexto, se priorizó un portafolio de proyectos que suman más de 2.527 MW, que producirían una energía estimada de 6.400 MWh/h.
Ecuador volvió a sufrir restricciones de energía después de 14 años.
Para este año también se prevé la repotenciación de la central Machala II.