Ecuador se encuentra sumido en una profunda crisis energética que ha sumergido al país en la oscuridad. Los apagones diarios, provocados por la sequía y la falta de inversión en infraestructura, han afectado la vida cotidiana de los ciudadanos y la economía nacional. Según las estimaciones de las cámaras de Comercio y Producción, cada hora de apagón le cuesta al país unos USD 12 millones. Esta penumbra energética exacerba problemas como la inseguridad y la crisis fiscal, limitando la capacidad del Gobierno para invertir en sectores clave. El panorama económico es desalentador, con pérdidas millonarias en diversos sectores y una incertidumbre que desalienta la inversión. En medio de esta tormenta, el acuerdo con el Fondo Monetario Internacional y el alza del precio del petróleo aparecen como un rayo de luz.
LA CRISIS ENERGÉTICA UN PROBLEMA LATENTE EN ECUADOR
La crisis energética que azota al país ha traído consigo apagones diarios, afectando tanto a la vida cotidiana de los ciudadanos como a la economía nacional. Para comprender la magnitud de esta crisis, es necesario echar un vistazo a la historia del sector energético ecuatoriano. Factores como el cambio climático, la falta de inversión en infraestructura y la mala gestión han hecho que este sector se vuelva cada vez más vulnerable.
El estiaje que afecta al país desde finales del 2023 ha sido el detonante de la actual crisis. La disminución de los caudales de los ríos ha mermado la capacidad de generación de las centrales hidroeléctricas, lo que ha obligado a recurrir a fuentes alternativas como la energía térmica, más costosa y contaminante.
Las consecuencias de esta crisis no han tardado en hacerse sentir. Los apagones diarios han impactado severamente la economía, generando pérdidas millonarias en diversos sectores, especialmente en la industria y el comercio. La población también ha sufrido los efectos negativos de la crisis, con interrupciones en el servicio de agua potable, telecomunicaciones e incluso atención médica.
En este contexto tan difícil, surge la pregunta: ¿existe luz al final del túnel para Ecuador? La respuesta no es fácil, pues la solución a la crisis energética no será inmediata ni sencilla. Se requiere de un compromiso a largo plazo por parte del Gobierno, el sector privado y la ciudadanía.
BREVE HISTORIA DEL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO
El sector eléctrico ecuatoriano ha experimentado varios cambios en su modelo de gestión y operación. Estos cambios han dependido en gran medida de los precios del crudo, ya que el petróleo ha sido una fuente clave de ingresos para el Estado ecuatoriano. Por ejemplo, durante el segundo auge de los precios del petróleo, las exportaciones petroleras alcanzaron un promedio del 56% del total de las exportaciones del país. Parte de los beneficios del petróleo fueron invertidos en el desarrollo de otras áreas energéticas, en particular del sector eléctrico (Gráfico 1).
Gráfico 1
Exportaciones Petroleras y no petroleras
Según un artículo publicado en el Energy Policy Journal, la evolución del sector eléctrico en Ecuador, desde el punto de vista de la gestión y operación, se puede dividir en tres períodos: 1961-1999, 1999-2007 y 2007-2017. El primer período correspondió a un modelo vertical de monopolio estatal. El segundo período estableció un modelo de mercado mayorista liberalizado. Mientras que el tercero período se caracteriza por un modelo de mercado mayorista regulado, donde el modelo vertical se desintegró parcialmente pero el rol influyente del Estado se ha mantenido intacto.
Asimismo, otro estudio destaca que el suministro eléctrico en Ecuador se inició con el desarrollo de sistemas aislados en diferentes regiones. Quito crea la primera empresa hidroeléctrica en 1894 y otras regiones hicieron lo propio a principios del siglo XX, centrándose en los mercados locales. Por ejemplo, la provincia de El Oro instaló su primera planta hidroeléctrica en 1924 para satisfacer la demanda de energía de las minas de oro.
Para la década de 1950, el sistema eléctrico ecuatoriano estaba en manos de diversas empresas propiedad de los municipios, pero la infraestructura estaba obsoleta y el suministro eléctrico apenas cubría al 17% de la población. En 1961, el sector eléctrico recibió un gran impulso con la creación del Instituto Ecuatoriano de Electrificación (INECEL) al amparo de la Ley Orgánica de Electrificación, como parte de la promulgación del ''Primer Plan Maestro de Electricidad'', cuyo principal objetivo era integrar y estandarizar el suministro energético.
El INECEL controlaba todas las actividades de regulación, planificación, fijación de tarifas y construcción/operación de servicios públicos. En 1961, INECEL construyó Hidropaute, la central hidroeléctrica más grande del Ecuador hasta ese momento, con 1.075 MW de capacidad nominal. Además, INECEL fue el principal propietario de casi todas las empresas de generación, transmisión y distribución hasta 1996.
UN INTENTO DE PRIVATIZACIÓN FALLIDO
La Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE), promulgada el 10 de octubre de 1996, determinó el grado de participación del Estado en el sector eléctrico. Uno de sus objetivos era asegurar un suministro eléctrico competitivo, con mayor confiabilidad y calidad, e incentivar la inversión privada acabando con el monopolio estatal.
La LRSE establecía que el Estado sólo tiene la responsabilidad de regular y controlar la electricidad, y el sector privado ahora podría poseer hasta el 51% de las empresas de generación, transmisión y distribución. Estos cambios ocurrieron en dos etapas:
- Las empresas estatales propietarias de las empresas de generación y transmisión se transformaron en corporaciones (empresas anónimas).
- Se crea un Fondo de Solidaridad, que se convirtió en el principal accionista de estas empresas con el objetivo de largo plazo de concesionarlos o venderlos al sector privado.
Sin embargo, las metas esperadas con la promulgación de la LRSE no fueron alcanzadas del todo debido a barreras políticas y sociales. La ley no proporcionó una base sólida para establecer un modelo de mercado mayorista liberalizado en el sector eléctrico.
De acuerdo con el Consejo Nacional de Electricidad (Conelec), el Estado ecuatoriano abandonó su rol de planificación en el sector eléctrico y la nueva estrategia fue la promulgación del Plan Nacional de Electrificación. La creencia que impulsó este nuevo plan fue que el mercado alentaría a nuevas empresas a invertir en generación eléctrica. Sin embargo, los resultados no fueron satisfactorios debido tanto al interés insuficiente de las nuevas empresas como a la falta de capital fresco.
Además, existieron otro tipo de barreras desde que este modelo comenzó a operar. Una de estas barreras fue el enorme déficit tarifario encontrado en 1999. El costo de la electricidad para los consumidores finales a nivel doméstico, industrial y comercial era hasta un 44% menor que la tarifa eléctrica real de 8,24 centavos/kWh.
Debido a ese déficit, el país se vio obligado a establecer un plan de ajuste mensual hasta alcanzar el real. Sin embargo, la crisis económica ecuatoriana de 1999 agravó este escenario, provocando una fuerte reducción tarifaria hasta un valor mínimo de 2,5 centavos/kWh. Esta tarifa se mantuvo hasta mayo de 2000.
Desde entonces, la tarifa eléctrica fue aumentando constantemente a lo largo de diferentes planes de reajuste, pero nunca alcanzó la tarifa objetivo (real), produciendo así una situación financiera crítica en el sector eléctrico. La aplicación de una tarifa real fue compleja, especialmente por las grandes asimetrías en los niveles de ingreso de la población ecuatoriana. Por lo tanto, en el período 1997-2007 los gobiernos optaron por establecer tarifas que estaban por debajo de los costos de producción, a través de subsidios a la electricidad.
Este déficit afectó el flujo de caja de las empresas distribuidoras, que se vieron obligadas a acumular enormes deudas con el mercado eléctrico mayorista (es decir, con el Estado, ya que la mayoría de las empresas eran de propiedad estatal). En consecuencia, el endeudamiento era el único mecanismo disponible para las empresas distribuidoras.
Además del problema de las tarifas, los altos niveles de pérdidas técnicas y no técnicas, la elevada dependencia del uso de combustibles fósiles, los largos periodos de sequía (especialmente de 2004 a 2006), la creciente dependencia de las importaciones de electricidad, así como los niveles de sobrecarga en las instalaciones, fueron algunos de las causas que llevaron al sistema eléctrico a una constante crisis.
DE REGRESO AL MODELO ESTATAL
Debido a la urgencia de resolver la crisis del sector eléctrico, en el año 2007 se dio un nuevo paradigma en el que el Estado recuperó su rol de planificación en nuevos proyectos de generación eléctrica para promover el desarrollo económico. Según esta nueva visión, el Estado sería responsable de desarrollar y gestionar centrales eléctricas de gran escala utilizando parte del presupuesto estatal o promoviendo asociaciones público-privadas.
Según el estudio “Electricity sector in Ecuador: An overview of the 2007–2017 decade”, estos cambios fueron posibles luego de una reforma de la LRSE en 2006. Esta modificación ayudó al Estado a crear y fortalecer marcos legales y generar una nueva estructura institucional. También es importante la aprobación del Mandato Constitucional No. 15 (MC15) en 2008 cuyos lineamientos más importantes fueron:
- Establecer una tarifa eléctrica única para cada tipo de consumidor de electricidad (residencial, comercial e industrial).
- El Estado será la única institución encargada de invertir en generación, transmisión y distribución de servicios eléctricos.
- El Ministerio de Finanzas será responsable de cubrir cualquier diferencia entre la tarifa única y los costos de generación, transmisión y distribución.
- El Presupuesto General del Estado (PGE) se hará cargo del Fondo para la Electrificación Rural y Urbana Marginal (FERUM), un programa para incrementar la cobertura eléctrica en las zonas rurales y urbano marginales del país.
- Eliminar todas las cuentas impagas de empresas de generación, transmisión y distribución en las que el Estado tuviera participación, directamente o a través de sus instituciones.
- Eliminar todas las deudas que las empresas de generación, transmisión y distribución tenían con Petroecuador.
En 2009, el MC15 dio vida a la Corporación Nacional de Electricidad (CNEL) para la gestión empresarial de las Empresas Eléctricas y de Telecomunicaciones en las que el Fondo de Solidaridad era accionista mayoritario. En 2010 el Decreto Núm. 220 creó la Empresa Pública Estratégica Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC), con la finalidad de realizar actividades de generación, transmisión, distribución, comercialización, importación y exportación de energía eléctrica.
Asimismo, con el fin de elaborar normas acordes con la nueva Constitución y las condiciones políticas del país, se requería una regulación clara para cada uno de los actores del sector eléctrico ecuatoriano. En consecuencia, la LRSE fue derogada y reemplazada por la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica (LOSPEE) el 16 de enero de 2015.
RESULTADOS QUE NO PERDURARON EN EL TIEMPO
Desde 2007, el sector eléctrico ecuatoriano experimentó una serie de cambios con el objetivo de mejorar el funcionamiento del sistema eléctrico nacional y corregir los problemas experimentados en años anteriores.
Ecuador tenía una alta dependencia de las centrales térmicas. Por ejemplo, en 2005, la energía térmica contribuyó con el 43% de la electricidad producida en el país, mientras que la energía hidroeléctrica contribuyó con el 45%. Esta tendencia no cambió significativamente hasta 2016. Este año, la hidroelectricidad constituyó el 58% de la generación eléctrica, resultado del aporte de nuevas centrales hidroeléctricas.
Primicias destaca que entre 2007 y 2017, Ecuador experimentó un notable crecimiento en su capacidad de generación eléctrica gracias a una fuerte inversión por encima de los $ 11.000 millones. Esta inversión, financiada principalmente con créditos chinos (que han generado controversia por su elevado costo y falta de transparencia), permitió la construcción de 14 centrales hidroeléctricas, así como la instalación de 9 termoeléctricas. Esta expansión del sector energético permitió duplicar la capacidad instalada de Ecuador, pasando de 4.070 megavatios (MW) en 2006 a 8.036 MW en 2017, un logro significativo en tan solo una década (Gráfico 2).
Gráfico 2
Inversión en el sector eléctrico
Si analizamos las inversiones realizadas en el sector eléctrico desde el año 2000, se observa un importante crecimiento desde 2008 hasta 2017 (Gráfico 2). Mientras que en los años posteriores se observa una gran caída que responde al desequilibrio fiscal que se exacerbó con el desplome de los precios del petróleo y por consiguiente de los ingresos adicionales al presupuesto del Estado. Cabe destacar que el vigente Plan de Maestro de Electricidad (PME) de 2018, consideraba el siguiente plan de expansión en el sector eléctrico:
Gráfico 3
Plan de expansión original (2018-2027)
 20.17.10.png)
Fuente: Ministerio de Energía y Minas.
Debido a la falta de recursos para inversión, el plan original fue modificado en 2021 como se observa en el Gráfico 4. Entre 2020 y 2023, se planificó que 10 centrales eléctricas comenzarían a operar, pero solo dos lo hicieron: la hidroeléctrica Sarapullo, con una capacidad de 49 MW, y la planta eólica Huascachaca, con 50 MW.
Gráfico 4
Plan de expansión modificado
 20.17.42.png)
Fuente: Ministerio de Energía y Minas
Además, los procesos de contratación para nuevas centrales han experimentado retrasos significativos. Por ejemplo, los proyectos eólicos como Villonaco III y el proyecto fotovoltaico El Aromo fueron adjudicados en diciembre de 2020, pero los contratos para su construcción no se firmaron hasta marzo y julio de 2023, respectivamente.
Asimismo, el contrato de 500 MW del Bloque de Energías No Convencionales (ERNC) aún no ha sido firmado. Y por si fuera poco, la consecución de nuevos proyectos se ha vuelto más difícil después de que la Corte Constitucional decidiera suspender la creación de un fideicomiso destinado a priorizar y garantizar el pago a empresas privadas que inviertan en generación eléctrica.
EL REGRESO DE LOS APAGONES
La falta de inversión también se explica porque los gobiernos de turno no han sincerado la tarifa eléctrica. Por ejemplo, el expresidente Rafael Correa eliminó de la tarifa el Fondo de Reposición, cuyo objetivo era recuperar el costo de los activos en el tiempo, en otras palabras, estos recursos debían servir para invertir en nuevos activos.
Con este cambio, las inversiones del sector ya no se cubren con la tarifa de los consumidores y por lo tanto cualquier nuevo proyecto debe hacerse con fondos del presupuesto del Estado (que ha sido deficitario por más de una década) o alianzas público-privadas.
En un inicio, el ingreso de los grandes proyectos hidroeléctricos alivió los costos, sin embargo, Correa decidió disminuir aún más la tarifa. Luego, Lenín Moreno, para “optimizar” el gasto público, decide fusionar ministerios de petróleo, minas y electricidad, pero no revisa la tarifa del sector que ya estaba en situación crítica.
Con Guillermo Lasso la situación tampoco cambia, a la falta de inversión se suma un incremento sostenido de la demanda de energía y uno de los estiajes más fuertes desde 2017. De modo que para finales de 2022 ya se estimaba un complicado 2023. Al final terminó siendo una profecía autocumplida pues los cortes de energía volvieron y fueron frecuentes entre octubre y diciembre. Según las cámaras de Comercio y Producción, cada hora de apagón le cuesta al país unos $ 12 millones. Además, si consideramos que las proyecciones de crecimiento para 2024 de por sí ya eran cercanas a cero, en caso de que persistan los cortes, bien podríamos entrar en zona de decrecimiento. La mala noticia es que las proyecciones climáticas no son alentadoras ya que estiman lluvias debajo de lo normal para buena parte del país en los próximos meses.
¿HAY LUZ AL FINAL DEL TÚNEL?
En medio de la penumbra que envuelve al sector eléctrico ecuatoriano, surge un atisbo de esperanza: el acuerdo con el Fondo Monetario Internacional (FMI) y el alza del precio del petróleo, que ronda los $ 80 por barril (Gráfico 5).
Gráfico 5
Precio del WTI durante 2024
Si consideramos que no solo la crisis energética afecta al país sino la crisis fiscal y de inseguridad, entonces es una luz de esperanza el acuerdo de 48 meses con un financiamiento de $ 4.000 millones con el FMI ya que alivia la presión sobre las finanzas públicas y podría liberar recursos para la inversión en el sector eléctrico. Además de que “gatilla” recursos de otras multilaterales.
Por otro lado, el alza del precio del petróleo podría generar mayores ingresos para el Estado, lo que también podría ser utilizado para financiar inversiones en el sector eléctrico. Además, el aumento del precio del petróleo podría incentivar la inversión en energías renovables, como la solar y la eólica, lo que contribuiría a reducir la dependencia del país de la energía hidroeléctrica.