Cinco de ocho centrales hidroeléctricas nuevas aún no ven la luz. La meta inicial planteada por el Gobierno anterior era contar con todas estas infraestructuras hasta fines del 2016. Pero dos años después la realidad es otra.

De estos ocho proyectos, tres se encuentran operativos: Manduriacu, Sopladora y Coca Codo Sinclair, aunque este último, todavía no se ha entregado a conformidad al Gobierno; dos centrales están previstas que se incorporen en este año y en otras tres existen temas pendientes, según el Ministerio de Hidrocarburos, Electricidad y Minas.

En un balance del sector eléctrico, Carlos Pérez, ministro de Hidrocarburos, Electricidad y Minas, informó que las centrales tienen retrasos, por diversos factores. No se ha podido avanzar por diferencias con las empresas contratistas, porque las obras no cumplen con los parámetros técnicos requeridos, existen problemas geológicos y otros.

Para conocer el origen de estos problemas, el Ministro solicitó, en mayo pasado, a la Contraloría General del Estado (CGE) una auditoría de estos ocho proyectos considerados como emblemáticos.

Así se verificará que estos no presenten problemas técnicos, que cumplan con las especificaciones originales y que generen la producción energética esperada.

Entre los proyectos que serán auditados se encuentra Toachi-Pilatón, ubicado entre las provincias de Pichincha, Santo Domingo de los Tsáchilas y Cotopaxi.

En esta obra se encuentra pendiente la instalación de equipos electromecánicos, es decir turbinas, generadores, compuertas, válvulas y otros. Estos trabajos estaban a cargo de la firma rusa Inter Rao, pero en diciembre del 2016 el expresidente Rafael Correa ordenó dar por terminado el contrato con esta empresa, por supuestos incumplimientos.

Este proceso se concretó en marzo del 2017. Inter Rao fue incluida en el listado de proveedores incumplidos del Estado.

La firma expresó vía correo que terminar con el montaje de los equipos fue “imposible por las largas demoras que se presentaban en los trabajos de construcción”. La obra civil está a cargo de la empresa china CWE.

Para resolver esta situación, el actual Gobierno retomó el diálogo con Inter Rao. Aún no se conoce el monto adicional ni plazo que demandará terminar esta central, que tiene un avance del 95,06%.

Otros casos con avances menos alentadores son Quijos, ubicado en Napo; y Mazar-Dudas, que está en Cañar. Estas centrales tienen un avance del 46,7% y 87,3%, refirió el Ministerio de Hidrocarburos, Electricidad y Minas

En estas hidroeléctricas se han evidenciado problemas técnicos y financieros. Por esto, la fecha prevista para terminar con estos proyectos está en revisión.

Los proyectos que están por entrar en operación, en cambio, son Minas-San Francisco, que se encuentra en las provincias de Azuay y El Oro; y Delsitanisagua, en Zamora Chinchipe. En estos, el avance de trabajos supera el 95%.

En Minas-Francisco, la semana anterior, se desarrollaron las pruebas de giro con agua en la unidad de generación 2. Con esto terminó este proceso en las tres unidades que tiene esta central. Estos equipos permiten mover las turbinas que luego transforman la energía cinética en eléctrica.

La empresa pública Corporación Eléctrica del Ecuador (Celec) informó que esta hidroeléctrica iniciará su fase de operación experimental en septiembre.

En Delsitanisagua la nueva fecha prevista para su entrada en funcionamiento era agosto de este año. Sin embargo, Pérez mencionó que había problemas con las bombas de enfriamiento de las turbinas, porque no cumplían con las especificaciones. Por esto, se solicitó reemplazar esos equipos.

La Celec constató que esta central tiene una presa de hormigón, que genera un embalse de 604 000 metros cúbicos de agua. La casa de máquinas cuenta con tres equipos turbogeneradores.

27 centrales eléctricas producen energía en Ecuador

La energía que se produce en Ecuador proviene de 27 centrales eléctricas, producto de la inversión pública y privada. Estas plantas producen energía empleando fuentes hidráulicas, combustibles, eólica, solar, gas natural, caña de azúcar.

Estas infraestructuras tienen una capacidad de generación de energía superior a la demanda de este recurso. En mayo pasado, por ejemplo, había las condiciones para producir 5 263,3 megavatios (MW), pero la demanda pico fue de 3 816,8 MW, según cifras del Ministerio de Hidrocarburos, Electricidad y Minas.

Carlos Pérez, titular de esta Cartera de Estado, reconoce que existe una “sobrecapacidad” de generación. Pero, que para mayo anterior el país estaba dentro de la etapa lluviosa. Por ello, en el caso de las hidroeléctricas estas operaban a su máxima capacidad.

La diferencia que existe entre la capacidad de generación y la demanda permite también, según el funcionario, contar con un colchón para la época de estiaje. Así se evita el desabastecimiento.

Ricardo Buitrón, consultor en proyectos hidroeléctricos, tiene otra lectura. Para él, la diferencia entre ambos aspectos se produce debido a cuatro factores.

Entre estos se encuentran una inadecuada planificación, la situación económica que atraviesa el país, el incumplimiento de programas como el cambio de cocinas de gas por inducción y una equivocada expectativa sobre sus requerimientos de energía.

Por su parte el Gobierno sostiene que, en el sector eléctrico, se requiere planificar con anticipación para evitar que el requerimiento de este servicio supere la capacidad de producción. Por esto la actual administración seguirá impulsando la construcción de los cinco proyectos hidroeléctricos que siguen pendientes: Toachi-Pilatón, Mazar-Dudas, Quijos, Minas San Francisco y Delsitanisagua.

Cuando estos se encuentren operativos, el país dispondrá de alrededor de 780,4 megavatios adicionales. Esto aparte de cubrir la demanda futura permitirá exportar este tipo de recursos a otros países como Chile y Brasil.

Actualmente, la exportación de energía en el país es mínima.

El reporte de la situación energética y eléctrica del Sistema Nacional Interconectado, de marzo del 2018, refiere que en el 2017 se comercializaron al exterior (Colombia-Perú) 221 gigavatios hora (GWh). Esto representa alrededor de 0,94% de la producción nacional (23 344,5 GWh).

La “sobrecapacidad” de generación tampoco ha impactado en la revisión general de las tarifas de este servicio. El único beneficio que en está vigente, en este aspecto, fue dirigido al sector industrial.

Esta medida fue tomada en enero de este año y tiene como propósito bajar las tarifas en el horario nocturno, de 20:00 a 08:00.

Javier Díaz, presidente ejecutivo de la Asociación de Industriales Textiles del Ecuador, considera que en esta rama que se trabaja 24 horas y siete días a la semana el beneficio ha permitido que las empresas ahorren entre un 12% y 15% en su factura general mensual. “En los segmentos que no tienen operaciones durante todo el día, en cambio, el ahorro es menor”
En el horario nocturno, la tarifa eléctrica pasó de 9,3 centavos el kilovatio hora a alrededor de 4 centavos. Sin embargo, Díaz dice que en el resto de horas las tarifas no han variado, a pesar de que en los últimos años se han construido nuevas hidroeléctricas.