Calor extremo y consumo récord: ¿Por qué vuelven los cortes eléctricos en Ecuador?

Los bajos caudales que, hace una semana, preocupaban en el país parecen ser un tema superado. No obstante, las inclemencias del clima siguen poniendo en aprietos al sistema eléctrico nacional. Las temperaturas, que en los últimos días han trepado hasta los 35 grados, están disparando el consumo de energía, desbordando una débil red de distribución y generando cortes que el gobierno prefiere llamar “focalizados”, aunque los apagones ya se sienten con fuerza en ciertos lugares de Quito y Guayaquil.

Para el analista Ernesto Albán, los problemas eléctricos del país no responden solo a los estiajes o sequías, que merman la capacidad de generar energía hidroeléctrica, sino a un problema más estructural: no estar repotenciando la oferta para cubrir una demanda que viene creciendo en los últimos años y que repunta en coyunturas como la actual. Citando cifras del Operador Nacional de Electricidad (Cenace), menciona que la demanda máxima de energía pasó de unos 3.800 megavatios (MW) en 2015 a más de 5.100 MW en 2025 (34,2 % más). La capacidad instalada, en cambio, subió de alrededor de 7.200 MW en 2015 a poco más de 8.400 MW, apenas un 16 %.

Ángel Recalde, quien tiene un PhD en Ingeniería Eléctrica de una universidad del Reino Unido, explica que esa demanda ha venido creciendo de la mano del consumo doméstico y una mayor expansión del sector productivo. Y hoy, el desafío no solo es lograr cubrirla, sino enfrentarse a una débil infraestructura que no es capaz de absorber los picos de consumo de electricidad que, en medio de una ola de calor, se generan en cada hogar.

Redes con sobrecarga eléctrica

Esos picos de demanda generan sobrecarga en las redes eléctricas, más allá de lo que pueden soportar. En algunas líneas, dice, esa sobrecarga debe ser temporal. “Hay un tiempo muy corto, 15 o 20 minutos es lo que puede aguantar, dependiendo de la subestación o del equipo. Pero cuando esa sobrecarga supera ese tiempo, es cuando ya no se puede operar. Entonces, ahí es donde entran también estos cortes imprevistos. De lo contrario, se estaría comprometiendo realmente la seguridad de la red”.

Según Cenace, el pasado viernes 10 de abril, la demanda alcanzó su mayor pico del año, al llegar a los 5.305 megavatios. Ese alto requerimiento, añade Recalde, “es mucho más de la capacidad que se tiene. En la práctica, significa que hay equipos que ya están funcionando a tope, a los que hay que repotenciar y hacerles nuevos cambios”.

De esos cambios hablaba la ministra de Energía, Inés Manzano, el sábado pasado, cuando, tardíamente, trataba de explicar el porqué de los “cortes programados”, que no fueron advertidos con tiempo a los habitantes de Guayaquil, Daule y Samborondón.

“La desconexión de hoy (sábado), programada, fue para mejorar la distribución (en la subestación Dos Cerritos), que ha estado fallando por la ola de calor que nos está golpeando, en la Costa sobre todo”, dijo la funcionaria en su cuenta oficial de X.

José Alvear, experto eléctrico, cree que las condiciones podrían mejorar de aquí a unos días. Cita los pronósticos del Instituto Nacional de Meteorología e Hidrología (Inamhi), según los cuales las lluvias podrían regresar en las próximas 48 a 90 horas, garantizando un mejor nivel de caudales para el funcionamiento de las hidroeléctricas y menores temperaturas para amortiguar la demanda de energía.

Una señal de esto último, dice Ricardo Buitrón, experto eléctrico, podría reflejarse en el mejor nivel de caudales que reporta Cenace. Ayer, Coca Codo Sinclair, la mayor hidroeléctrica del país, capaz de generar hasta un 30 % de la electricidad, mejoró su oferta. “Hasta las 12:00, Coca Codo estaba generando 870 MW, por encima de los 650 MW que llegó a generar la semana anterior”, dijo.

Hay que transformar la oferta energética

No obstante, los expertos recalcan que la solución no debe estar supeditada al clima. Eventos como el actual deberían ser una lección para las autoridades, a fin de acelerar la inversión en la repotenciación del sistema, tanto en generación como en distribución eléctrica.

Recalde señala que, lamentablemente, la construcción de nuevas subestaciones y líneas eléctricas es un proceso que demora. “Acordémonos de que el aparato público tiene su proceso de licitación y diseño, que toman tiempo. Hablamos de 4 a 8 meses, sobre todo si son subestaciones nuevas que involucran transformadores más grandes”, sostiene.

Alvear agrega que, para evitar más apagones, las soluciones inmediatas deberían estar atadas, por ahora, a la renta de energía y a la compra de generadores eléctricos, pero con empresas serias. No obstante, aclara que lo clave es pensar en una generación real y sostenible. “El Gobierno podrá decir lo que quiera, pero hay un déficit de 1.500 megavatios que no han podido suplir”.

Sigue siendo un pendiente “abrir las puertas a los privados para que puedan venir con capital fresco y que, en un promedio de cinco años, dejemos de ser un país que renta energía y volvamos a ser un país que la genera, porque esta solución no es inmediata”, concluyó.