El riesgo de apagones en Ecuador durante abril de 2025 se reduce gracias a los óptimos niveles de agua en los embalses y una alta producción de las hidroeléctricas. Sin embargo, el sistema aún enfrenta desafíos como el aumento del consumo, posibles bajas en las lluvias y fallas en la infraestructura de transmisión, lo que podría comprometer el suministro energético en los próximos meses. Los mega proyectos hidroeléctricos como Cardenillo y Santiago estarán listos en 6 años al menos.
La posibilidad de apagones en Ecuador durante abril de 2025 se aleja por el momento, pero tampoco se puede descartar por completo. Esto gracias a una serie de factores favorables en la generación y almacenamiento de energía, sobre todo hidroeléctrica. Sin embargo, el sistema eléctrico ecuatoriano aún enfrenta retos importantes que podrían comprometer su estabilidad y el suministro de energía en los próximos meses.
Razones por las que disminuye, pero no se descarta el riesgo de apagones en Ecuador
-Óptimos niveles de los embalses: El embalse de Mazar, parte del Complejo Hidroeléctrico Paute Integral, alcanzó su cota máxima de 2.153 metros sobre el nivel del mar, permitiendo que la central genere electricidad con los excesos de agua disponibles.
-Alta producción hidroeléctrica: Las recientes lluvias han garantizado un suministro estable de agua para las centrales hidroeléctricas, lo que permite cubrir la demanda nacional de energía sin depender en gran medida de la importación de electricidad.
Mazar, que es el corazón del sistema eléctrico ecuatoriano, garantiza la operación del complejo hidroeléctrico Paute Integral, conformado por: Mazar (170 MW), Molino (1.100 MW) y Sopladora (487MW), que suman un total de 1.757 Megavatios (MW). El embalse Mazar posee una longitud de 31 kilómetros que acumula un volumen total de 410 millones de metros cúbicos de agua, según indicó el ministerio de Energía mediante un comunicado.
Ese complejo es el que ahora está sosteniendo, gracias a las mayores lluvias, gran parte de la generación eléctrica del país; mientras Coca Codo Sinclair ha promediado 500 MW de producción, es decir, el 33% de su capacidad máxima a pesar de las mayores lluvias.
-Disminución de la importación de energía: Gracias a la alta producción interna de las hidroeléctricas, la importación de electricidad desde Colombia ha disminuido, se ha ido a cero e incluso Ecuador ha exportado a ese país durante la última semana.
Sin embargo, sin cambios de fondo de la mano de más de 1.000 MW de energía extra de manera constante, por fuera de las hidroeléctricas, la situación se podría complicar.
En el 2023 la compra de energía eléctrica costó a Ecuador 230 millones de dólares, para el 2024 sumó $334 millones; es decir, que entre los dos años el país gastó $564 millones.
«Con ese dinero se hubiesen podido implementar 800 MW con turbinas de gas, de energía firme de Celec (Corporación Eléctrica del Ecuador) para 30 años, y no 450 MW de energía facturada sin ningún beneficio o hay cambio de paradigma e inversión, o estamos condenados», acotó Cristian Laverde-Albarracín, PHD. en modelación y experimentación con energía.
Hay que recordar, como publicó LA HORA, que el Consejo Consultivo de las Ingenierías y Economía (CCIE) advirtió que la crisis energética sigue latente. El aumento de caudales en los ríos y la mejor producción momentánea de las hidroeléctrica no garantiza la estabilidad y fiabilidad del sistema.
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Riesgos y desafíos para el sistema eléctrico eléctrico ecuatoriano
A pesar de estas condiciones favorables, persisten varios factores que podrían afectar la estabilidad del suministro energético:
-Aumento del consumo en temporada de calor: La demanda energética en Ecuador aumenta en aproximadamente 400 MW, principalmente debido al uso de aires acondicionados en la región Costa.
Marco Acuña, presidente del Colegio de Ingenieros Eléctricos de Pichincha, ha señalado que en abril el consumo podría alcanzar 5.500 megavatios, lo que mantiene vivo el riesgo de apagones. Además, advirtió que, en caso de un nuevo estiaje, el embalse de Mazar solo podría sostener el sistema eléctrico por entre 30 días y 45 días.
Según Alejandro Jaya Montalvo, Ingeniero de Aplicaciones en Energías Renovables, » la demanda ya está actualmente por sobre los 5.000 MW. A muchos grandes consumidores les están haciendo prender sus generadores en ciertos días de alta demanda especialmente calurosos. La demanda de Cnel Guayaquil está por sobre los 1.150 MW y no hemos llegado a 37°C de temperatura».
Esto quiere decir que el sistema eléctrico ecuatoriano sigue en una situación frágil y se recurre a desconectar a los grandes consumidores para cubrir ciertos picos de demanda.
-Posible reducción de lluvias en abril y mayo: Las proyecciones advierten que si las precipitaciones disminuyen en los próximos meses de abril y mayo, los embalses podrían perder capacidad de generación, lo que afectaría el suministro eléctrico.
-Débil infraestructura de transmisión: Aunque la generación está garantizada en el corto plazo, la infraestructura de transmisión enfrenta problemas en zonas como Guayaquil y Durán. De no atenderse estas limitaciones, podrían surgir dificultades en la distribución de energía y multiplicarse los apagones no previstos.
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-Riesgo de sequía para finales de 2025: Aunque se supere la temporada de abril y mayo sin apagones, se advierte que, si se repiten las condiciones de sequía de 2024, Ecuador podría enfrentar problemas energéticos en septiembre, octubre y noviembre de 2025.
-Medidas clave para garantizar la estabilidad energética: Se destaca la necesidad de una planificación operativa eficiente para gestionar los embalses y reforzar la infraestructura de transmisión. También se debe impulsar el ahorro de energía por parte de los ciudadanos y la posibilidad de aumentar la importación de electricidad en momentos clave.
El Gobierno de Daniel Noboa ha anunciado que los mega proyectos hidroeléctricos Cardenillo y Santiago ya constan en el Registro Nacional de Asociación Público-Privadas. Sin embargo, todavía faltan estudios, la adjudicación a una constructora privada y la puesta en operación. Es decir, entre 4 y 6 años como mínimo faltarían para que esas hidroeléctricas contribuyan con energía.
El proyecto hidroeléctrico Cardenillo estará ubicado en el río Paute, entre las provincias de Azuay y Morona Santiago y aportará con 595,65 MW.
Por su parte, el proyecto hidroeléctrico Santiago se levantará en la provincia de Morona Santiago, aportará con la producción de 2.400 MW al sistema nacional eléctrico.(JS)