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4 de Octubre del 2023
Historias
Lectura: 9 minutos
4 de Octubre del 2023
Juan Pablo Peña Yaguache
La necesidad de una planificada política energética en el país
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Los equipos electromecánicos instalados en la captación del proyecto Toachi Pilatón permiten controlar el ingreso y salida del agua que posteriormente será enviada a la central Sarapullo para generar energía. Foto: Corporación Eléctrica Ecuador

 

La importación de gas natural como una medida in extremis obedece a que el sistema nacional interconectado (SNI) aún no cuenta con una solución perentoria y sostenible, en términos de potencia y energía firmes, para garantizar en todo momento la cobertura de la demanda, especialmente en los períodos de sequía en la cuenca hidrográfica oriental donde se asienta el grueso de la capacidad de generación hidroeléctrica.


La realidad del sector energético del país es preocupante y se agrava por el alto riesgo de desabastecimiento de energía eléctrica debido a la proximidad del Fenómeno de El Niño. Las recientes diferencias entre CELEC EP y Petroecuador EP, respecto a la utilización de la infraestructura del Campo Amistad para la importación y posterior suministro de gas natural a Termogas Machala, traslucen la ausencia de una agenda compartida y de objetivos comunes entre el sector de hidrocarburos y el sector eléctrico.

La importación de gas natural como una medida in extremis obedece a que el sistema nacional interconectado (SNI) aún no cuenta con una solución perentoria y sostenible, en términos de potencia y energía firmes, para garantizar en todo momento la cobertura de la demanda, especialmente en los períodos de sequía en la cuenca hidrográfica oriental donde se asienta el grueso de la capacidad de generación hidroeléctrica. La central hidroeléctrica Toachi-Pilatón fue concebida para este propósito, pero son más de nueve años y únicamente está en operación 20% de la capacidad total instalada con el aprovechamiento Sarapullo de 49 MW.

Ante esta problemática que es recurrente y a veces más crítica en unos años con respecto a otros, como es el caso de este año 2023 por el Fenómeno de El Niño, la institucionalidad del sector energético no ha sido capaz de dar soluciones eficaces. En efecto, aunque el país cuenta con un gran potencial para el desarrollo de las energías renovables no convencionales (ERNC), el aporte a la potencia firme del SNI sería bajo en el caso de los proyectos eólicos o incluso nulos en el caso de los proyectos solares fotovoltaicos debido a la naturaleza discontinua y variable de sus recursos primarios. Es por esta razón que no serían las tecnologías idóneas para enfrentar la problemática antes expuesta. Pese a esto, las autoridades del sector eléctrico de los últimos años dieron mayor prioridad a la concesión de los proyectos de ERNC solo para terminar, en cuatro años de gestiones, con la suscripción de los sendos contratos de concesión del proyecto solar fotovoltaico El Aromo de 200 MW y el proyecto eólico Villonaco II y III de 110 MW, lo que en las circunstancias actuales implica un altísimo costo de oportunidad.

LOJA.- Entre los proyectos están el fotovoltaico El Aromo de 200 megavatios, en Manabí; y eólico Villonaco II y III de 110 megavatios, en Loja. Foto: El Universo

el sector de hidrocarburos en el Ecuador no ha podido ofertar más fuentes de energía que los derivados de petróleo, y en el caso del gas natural, ha habido la excusa de que las reservas probadas, probables y posibles del Campo Amistad de Petroecuador no son significativas.

Además, conviene dejar en claro que estos contratos de concesión, suscritos en marzo y julio de este año 2023, no supone el inicio de la construcción de los proyectos como veladamente tratan de posicionar en la opinión pública los anuncios oficiales, sino que son los instrumentos jurídicos para que los concesionarios recién busquen el financiamiento de los proyectos en el mercado de capitales.

De ahí que la capacidad de 310 MW entre estos dos proyectos no estaría disponible en el corto plazo. Para capear la crisis se debió robustecer la generación termoeléctrica pero no con las mismas estrategias. Por un lado, se debe reconocer que 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, el costo de operación y mantenimiento de las centrales termoeléctricas de CELEC EP fue de 209,61 millones de dólares para una capacidad de 1.600 MW que, comparado al costo de sus centrales hidroeléctricas de 252,59 millones de dólares para una capacidad de 4.531 MW, 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.

Por otro lado, el sector de hidrocarburos en el Ecuador no ha podido ofertar más fuentes de energía que los derivados de petróleo, y en el caso del gas natural, ha habido la excusa de que las reservas probadas, probables y posibles del Campo Amistad de Petroecuador no son significativas. Sin embargo, las cifras del año 2022 muestran que el país importó 60,8 millones de barriles (MMBLS) de derivados de petróleo equivalente al 54% del total de su demanda interna, de modo que 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 en Termogas Machala y Bajo Alto o construirse en un nuevo sitio.

Adicionalmente, las ventajas del gas natural superan en mucho a los combustibles derivados de petróleo (diésel, fuel oil, crudo reducido) en cuanto a costos, rendimientos y menores emisiones de CO2 y gases contaminantes, por lo que las medidas empleadas por CELEC EP para remozar el parque termoeléctrico: compra de unidades fuel oil, conversión de unidades a fuel oil, sistemas duales diésel/gas natural no serían las más apropiadas. Con el monto invertido por CELEC EP para recuperar el parque termoeléctrico actual de más de 300 millones de dólares y con una parte de los más de 200 millones de dólares que cuesta anualmente su operación y mantenimiento, se hubiese financiado 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.

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 coyunturales.

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 como lo sea 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 coyunturales. 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.

* Juan Pablo Peña Yaguache es ingeniero eléctrico de la Escuela Politécnica Nacional,
máster en Economía de la Regulación por la Universidad de Barcelona.

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