Electricidad: Celec teme que haya empezado sequía; importación de Colombia sube

La Corporación Eléctrica de Ecuador (Celec) ha notado en septiembre de 2023 una disminución en los caudales de los ríos que abastecen a las dos principales hidroeléctricas del país, lo que podría ser un indicador del inicio de la época de estiaje o sequía.

Se trata de las hidroeléctricas Paute y Coca Codo Sinclair. Juntas abastecen el 53% de la demanda interna de electricidad del país.

En entrevista con PRIMICIAS, el gerente de Celec, Gonzalo Uquillas, explica que espera que la disminución de los caudales de agua que se registra en los últimos días sea un hecho puntual y no marque el inicio del estiaje.

• A tres meses del estiaje, faltan 460 megavatios de electricidad

Mientras tanto, Celec está a la espera de que el presidente Guillermo Lasso firme un Decreto que viabilice la contratación de la provisión de 300 megavatios de termoelectricidad a fuel oil por un año, para hacer frente a la sequía. La previsión de Celec es que esto cueste USD 200 millones.

Y Uquillas advierte de la necesidad de importar gas natural para que Termogas Machala, la mayor planta termoeléctrica de Ecuador, pueda funcionar al 100%, y evitar apagones.

Esta última medida ha recibido críticas debido a los costos que podría implicar esta alternativa y los eventuales efectos técnicos adversos en el Campo Amistad, a través de cuya infraestructura se planea importar el gas natural.

"O tenemos apagones o queremos que esa planta esté operativa con una importación puntual de 45 millones de pies cúbicos diarios de gas natural por seis meses", dice el gerente de Celec.

A continuación, el gerente Uquillas explica el alcance del plan para hacer frente a la inminente sequía.

¿Cuando empieza el estiaje?

En dos semanas, aunque hemos notado una disminución de caudales en septiembre en las hidroeléctricas Coca Codo y Paute.

Hemos notado una disminución de caudales en septiembre en las hidroeléctricas Coca Codo y Paute.

Coca Codo Sinclar está con sus ocho turbinas disponibles con lo que podría generar 1.500 megavatios. Pero eso está supeditado a la disponibilidad de agua y esta semana (del 4 de septiembre de 2023) hemos visto, con preocupación, una disminución de los caudales.

Por otro lado, Paute tiene un caudal de ingreso normal al embalse de 60 metros cúbicos por segundo y el 7 de septiembre se registró un caudal de 30 metros cúbicos por segundo.

Por ahora, los embalses del complejo hidroeléctrico Paute, como son Amaluza y Masar, están en buenas condiciones de reservas energéticas.

Esperemos que las disminuciones de caudal de estos días sean hechos puntuales y no que haya empezado el estiaje.

En ese escenario, ¿está preparado el país para enfrentar el estiaje?

Venimos preparándonos para el estiaje. Venimos invirtiendo USD 309 millones de enero a septiembre de 2023. Está en ejecución iniciativas para recuperar el parque termoeléctrico y redes de transmisión.

De esa cifra, invertimos USD 75 millones en servicios, USD 108 millones en la compra de equipos, USD 34 millones en insumos y USD 91 millones en repuestos.

Por ejemplo, en recuperar la central termoeléctrica Quevedo, que tiene una capacidad de alrededor de 100 megavatios y que quedó en la mitad de su capacidad original porque varios motores se reubicaron para atender los requerimientos de Petroecuador en los campos petroleros ITT, Cuyabeno, en la Amazonía; y en la provincia insular de Galápagos.

Se adquirió directamente al fabricante 32 motores, a un precio de USD 58 millones, más USD 7 millones para la puesta en servicio de esos motores, con lo cual recuperamos 54 megavatios nuevos que requiere el país.

Además, se recuperaron siete megavatios en la central termoeléctrica Santa Elena, que tiene cuatro o cinco motores siniestrados desde hace varios años. Se compró motores nuevos.

Y también se recuperaron 20 megavatios de la termoeléctrica Jivino III.

Todo esto para atender una demanda de electricidad que viene creciendo de una manera inusitada.

¿En cuánto ha crecido la demanda?

Antes de la pandemia, hubo una caída importante de la demanda. Pero en lo que va de 2023 la demanda ha crecido entre un 10 y 12% frente a igual período de 2022.

Y eso significa que se requieren 500 megavatios nuevos cada año para atender esa demanda, que es de 4.700 megavatios.

Para atender la demanda, Ecuador está importando electricidad de Colombia desde algunas semanas. Eso preocupa porque todavía no ha comenzado oficialmente el estiaje. La importación es del 9% y 10% de la demanda actual y a precios altos, de USD 0,23 centavos por kilovatio/hora. Por ejemplo, hoy estamos importando 300 megavatios cada hora.

Ecuador está importando electricidad de Colombia desde algunas semanas. Eso preocupa porque aún no ha comenzado el estiaje.

Y lo que más preocupa es que, pese a las gestiones que hizo el presidente Guillermo Lasso, Colombia señaló que no pueden garantizar una entrega de electricidad a partir de octubre de 2023 debido a que ese país enfrentará también severas sequías. Recordemos que durante el estiaje del año pasado Colombia duplicó la entrega de electricidad a Ecuador de 225 megavatios a casi 400 megavatios.

Por tanto, el escenario más probable es que esas importaciones de Colombia estén bastante medidas y sean escasas a partir de octubre de 2023.

¿Por qué le estamos comprando tanta energía a Colombia este momento?

Hay varios factores, como el aumento de la temperatura en la Costa que eleva el consumo de electricidad, la incorporación de vehículos eléctricos y la indisposición forzada de la Unidad 2 de la central hidroeléctrica Sopladora.

Son 162 megavatios que están fuera de servicio desde hace algunas semanas. Las inspecciones han determinado que sería necesario cambiar el eje de acero de ocho metros de largo por 90 centímetros de ancho, que es el que hace rotar la turbina de la unidad 2 de Sopladora.

¿Cuál es el origen de la falla de esa turbina?

Resultó afectado como consecuencia de un roce, que no fue posible descubrirlo a tiempo.

El eje de la turbina puede ser del mejor acero, pero hemos visto -y eso es lo que llama la atención y preocupa- que la contratista, la fiscalizadora y el cliente no le pusieron la suficiente atención a las características de las tuercas y arandelas.

Estas piezas son pequeñas, pero deben ser precisas para evitar situaciones graves como la ocurrida en Sopladora.

Un técnico de la empresa china subcontratista, Harvin, viene a examinar el eje de la turbina.

Estamos buscando una solución con empresas de Noruega o Colombia. Hay dos alternativas. La solución definitiva es ordenar la fabricación de un eje nuevo. Eso toma un año.

La solución temporal es hacer una reparación que permita una operación más limitada, al 50%. Esta solución tomaría entre tres meses y medio y cuatro meses, por lo que podría estar disponible en diciembre de 2023.

La constructora de la central fue el Consorcio China Gezhouba -Fopeca, y venía funcionando muy bien desde 2016.

¿Qué impacto tiene en medio de un estiaje que se avecina?

El impacto es importante, pero no dramático, porque Ecuador tiene suficiente capacidad hidroeléctrica instalada, pero lo que no hay es agua.

Había la preocupación de que las otras unidades de Sopladora pudieran estar afectadas. Se sacó de servicio la unidad 3 y se intervino. Aunque hallamos tuercas y arandelas flojas y en mal estado, el eje está intacto. Se la intervino y estará operativa el 12 y 13 de septiembre.

También vamos a intervenir la unidad uno para confirmar que no hay este problema.

La buena noticia es que los activos de Celec están asegurados y ya se hizo el reclamo.

¿Cuánta electricidad faltará en el estiaje?

Habrá aportes nuevos tras la incorporación o reposición de megavatios en Quevedo, Santa Elena y Jivino III.

Hay que resaltar la recuperación de la termoeléctrica Termoesmeraldas I, que estaba indisponible desde septiembre de 2022, se logró contratar la reparación del generador y estará operativa a partir del 15 de octubre con 125 megavatios.

Pero subsiste la necesidad de 400 megavatios a fuel oil. Eso permitiría garantizar precios de USD 0,11 y USD 0,14 por kilovatio/hora, incluida la generación a combustible.

No se puede puede contratar una generación a diésel por los costos, que son muy altos.

¿Qué opciones hay para cubrir la demanda y cuándo se hará, pues estamos ya contra el tiempo?

El 7 de septiembre presentamos en Presidencia los escenarios y se consensuó y ratificó la necesidad, porque el tiempo apremia, de que se hagan los últimos toques del Decreto Ejecutivo para la firma del presidente Lasso, el cual estaría suscrito la próxima semana (del 11 de septiembre de 2023).

El Decreto permitirá llevar adelante una licitación competitiva para la contratación de 300 megavatios de electricidad, por un año y que funcione a fuel oil.

El Decreto permitirá llevar realizar una licitación para la contratación de 300 megavatios de electricidad, por un año y a fuel oil.

Se hace por un año por la coyuntura política, aunque el contrato podría extenderse. Será necesario que el próximo Gobierno examine esa opción porque en 2024 serán necesarios 500 megavatios más.

Eso hablando de la demanda normal. Hay además una necesidad de electricidad represada por 5.000 megavatios adicionales para atender las concesiones mineras, el programa de electromovilidad y la electrificación de las camaroneras para los próximos dos o tres años.

Por eso, quiero destacar la frase del presidente Guillermo Lasso de que Ecuador necesita una fábrica permanente de centrales de generación de electricidad.

Pero para eso es necesario cambiar la ley, los reglamentos y las regulaciones para promover de manera ágil la inversión privada.

El Gobierno no tiene los recursos para construir esos proyectos. En algún momento tendrá que revisarse la tarifa para que se den los incentivos para garantizar el pago a los inversionistas privados.

¿Qué exactamente se contrataría una vez se firme el decreto?

Celec ha preparado los pliegos y están prácticamente listos. Hay dos opciones:

• Un buque planta o power ship.
• Soluciones de motores que puedan ser montados en tierra, a través de contenedores que podrían estar ubicados en las subestaciones de Pascuales, Las Esclusas, Salitral y Trinitaria. De esa forma, podrán conectarse al sistema nacional interconectado.

Es una contratación del servicio de suministro eléctrico, no una compra de infraestructura.

¿Cuánto costarían estas soluciones?

Unos USD 200 millones en el año y se financiaría con recursos de Celec. El precio sería de unos USD 0,10 centavos por kilovatio/hora que es un precio muy razonable.

No estamos contratando, como algunos han dicho, barcazas a USD 0,30 centavos por kilovatio/hora, quien diga eso está desinformando al país.

Es un esfuerzo que haríamos, aunque puede terminar afectando las finanzas de Celec, en término de flujo de fondos.

¿La importación de gas natural para Termogas Machala entra en el plan para atender el estiaje?

Sí. En Termogás Machala hay ahora siete unidades de generación:

• Cinco unidades que pueden funcionar con diésel y con gas.

• Dos unidades de 65 megavatios cada una, solo pueden funcionar a gas natural.

Para que esas dos unidades funcionen al 100% y produzcan en total 135 megavatios necesitan de 60 millones de pies cúbicos de gas natural diarios, pero Petroecuador solo nos puede entregar 15 millones de pies cúbicos diarios porque no hay más.

Aquí hay dos alternativas para las personas que opinan que la importación de gas es impropia.

O tenemos apagones o queremos que esa planta esté operativa las 24 horas con una importación puntual de 45 millones de pies cúbicos diarios, cuya importación ya hemos solicitado a Petroecuador.

¿Y cuándo se concretaría?

Estamos a la espera de que Petroecuador nos diga cuál será el mecanismo físico de entregar ese gas.

Inicialmente, Petroecuador había hablado de la imposibilidad de que un buque pueda conectarse a la plataforma del Campo Amistad y a través de la infraestructura existente suministrar el gas natural a Termogás Machala.

Pero hemos llegado a un acuerdo entre Celec y Petroecuador para que Celec contrate a un consultor que determine, como opinión final, si es o no factible esta interconexión. Y, si es factible, Petroecuador podrá contratar el buque por seis meses.

Estamos a la espera de que Petroecuador entregue la información del Campo Amistad al experto y esperamos que a finales de septiembre podamos tener su informe de si es viable o si no es viable.

¿Y si no es viable?

La otra opción es no tocar el Campo Amistad y contratar un buque que se sitúe a 7 u 8 kilómetros de la Costa y que, con mangueras flexibles, provea de gas natural a Termogas Machala. Esta es una opción mucho más costosa.

De todas maneras, el gas natural que se importará estaría costando 0,16 por kilovatio/hora, que es más barato que el diésel, pero sobre todo no hay otra opción para esas unidades de Termogas, pues solo pueden funcionar a gas.

Celec apoya el proceso que ha emprendido Petroecuador de búsqueda de un socio estratégico para incrementar la producción de gas natural en el Campa Amistad.

Celec apoya el proceso para incrementar la producción de gas natural en el Campa Amistad.

A Celec le cuesta más barato comprar el gas natural que se produzca en Ecuador. Estamos interesados en que haya más gas natural nacional. La importación es una solución temporal para estos seis meses.

Esto no tiene ningún perjuicio para el proceso que lleva adelante Petroecuador en el Campo Amistad, pues yo soy un cliente. Lo que yo necesito es gas natural. Petroecuador no lo tiene y yo no puedo cruzarme de brazos.

Quiero enviar una señal a Petroecuador y a los interesados en invertir en el Campo Amistad: Celec será el principal cliente de gas natural, no solo porque tendríamos un gas a más bajo costo que el importado, sino porque Celec quiere convertir la termoeléctrica Enrique García, que hoy funciona a diésel, a gas natural.