La red eléctrica de Ecuador envejece: 27% de transformadores ya superó su vida útil
La explosión en la subestación Molino reabrió una preocupación de fondo: la infraestructura que transporta la electricidad en Ecuador opera con equipos envejecidos, sobrecargados y, en varios casos, sin respaldo.
Cuando un ecuatoriano enciende un interruptor en su casa, pocas veces piensa en el largo recorrido que hizo esa electricidad antes de llegar al foco. Detrás de ese gesto cotidiano existe una compleja red de subestaciones, transformadores y líneas de transmisión que funcionan como las arterias del sistema eléctrico nacional.
La madrugada del 30 de junio esa red mostró una de sus mayores debilidades.
La explosión registrada en la barra de 230 kilovoltios (kV) de la subestación Molino, dentro del Complejo Hidroeléctrico Paute Integral, el principal complejo hidroeléctrico del país, dejó fuera de operación parte del sistema y provocó apagones durante cerca de seis horas en provincias de la Sierra, Costa y Amazonía.
Aunque el suministro fue restablecido y el Ministerio de Ambiente y Energía descartó apagones programados, el incidente encendió una preocupación más profunda: ¿qué tan preparada está la red de transmisión para soportar fallas en infraestructura crítica?
La crisis eléctrica en Ecuador ya no solo está en la generación: ahora alcanza a la transmisión
Durante los últimos años, el debate energético en Ecuador se concentró en la falta de generación eléctrica, especialmente durante los estiajes o épocas secas. Sin embargo, para el presidente del Foro Energético, Fernando Salinas, la crisis está cambiando de rostro.
«Lo preocupante es que, aparte de los problemas del segmento de generación, se van incrementando nuevos problemas. La crisis eléctrica se va volviendo sistémica. Ahora está presente en el sistema de transmisión», afirmó.
En otras palabras, el desafío ya no consiste únicamente en producir suficiente energía, sino en contar con una infraestructura capaz de transportarla de forma segura hasta los hogares, industrias y comercios.
Subestaciones eléctricas: el punto crítico que puede poner en riesgo el suministro de energía en Ecuador
Una subestación eléctrica puede compararse con un gran intercambiador vial.
Allí llega la electricidad generada por una central hidroeléctrica o termoeléctrica. Luego, enormes transformadores modifican el voltaje para que la energía pueda recorrer cientos de kilómetros con menores pérdidas hasta llegar a las ciudades.
Roberto Mena, ingeniero eléctrico, explica que la energía sale de las centrales con un determinado nivel de voltaje y que son precisamente los transformadores instalados en las subestaciones los que permiten elevarlo o reducirlo según las necesidades del sistema.
Por eso, cuando una subestación estratégica falla, el impacto puede extenderse rápidamente a buena parte del país.
Eso ocurrió en Molino. Según explicó Salinas, al activarse los sistemas de protección se aisló automáticamente la subestación y, con ella, cerca de 1.100 megavatios de generación provenientes del complejo Paute.
«El sistema de protección sistémico desconecta carga eléctrica para que no entre en un blackout general«, apunta. «Las protecciones funcionaron y por eso no se produjo un apagón nacional».
Para entender por qué una sola explosión terminó afectando a varias provincias, Salinas propone imaginar el sistema eléctrico como un gran esqueleto que conecta generación, transmisión y consumo.
«Cuando pasa algún problema en uno de estos elementos siempre se ve afectado todo el sistema», explicó. «Y cuando ocurre en instalaciones tan importantes como Paute, los efectos alcanzan prácticamente a todo el país».
Más de una cuarta parte de los transformadores del sistema eléctrico ecuatoriano ya superó su vida útil
El incidente en la subestación Molino ocurre mientras el propio Plan Maestro de Electricidad 2023-2032 reconoce un importante deterioro en la infraestructura de transmisión.
El documento señala que 12 de los 45 transformadores de potencia que operan en las 29 subestaciones del Sistema Nacional de Transmisión ya superaron su vida útil.
En otras palabras, el 27% de estos equipos opera más allá del tiempo para el que fueron diseñados.
La mayoría acumula más de tres décadas de funcionamiento. Algunos fueron instalados entre 1977 y 1983 y continúan operando.
Entre ellos figuran los transformadores de la subestación Molino. La propia central Paute inició operaciones en 1983, por lo que parte de su infraestructura suma alrededor de 43 años de servicio.
El Plan Maestro recuerda que estos equipos fueron diseñados para operar entre 20 y 35 años y que, bajo condiciones normales, deberían garantizar al menos 25 años de funcionamiento confiable.
Después de ese período aumenta el desgaste de componentes internos, especialmente de los sistemas de aislamiento eléctrico, considerados esenciales para evitar fallas.
Salinas coincide con ese diagnóstico. «Estos activos eléctricos ya tienen un poco más de 40 años. Si no se hace inversión en recambio de equipos, modernización y mantenimiento programado, se presentan este tipo de problemas», sostuvo.
Transformadores trabajan bajo alta presión y aumentan la fragilidad del sistema eléctrico ecuatoriano
El envejecimiento no es el único problema. El Plan Maestro también revela que 43 transformadores trabajan con niveles de carga superiores al 70% de su capacidad nominal, un umbral que incrementa el esfuerzo operativo de estos equipos.
Existen casos todavía más complicados. El transformador Totoras-ATT registra una cargabilidad de 121,54%, mientras que equipos ubicados en Dos Cerritos, Pascuales y Manta también superan el 100% de su capacidad nominal en determinadas condiciones del sistema.
Aunque algunos de estos escenarios ocurren durante contingencias, el propio documento advierte que pueden repetirse y afectar la confiabilidad de la red.
El diagnóstico incorpora otro dato preocupante. Doce subestaciones estratégicas del país no disponen de un transformador de reserva.
Entre ellas están Posorja, Baños, Puyo, Loja, Chone, Orellana, Tena, Mulaló, Manta, Montecristi, Tulcán y Quevedo.
Eso significa que, si el único transformador falla, el servicio puede permanecer interrumpido hasta que el equipo sea reparado o reemplazado.
«Estamos administrando crisis» en el sistema eléctrico en Ecuador
Para Salinas, el incidente demuestra que Ecuador necesita mirar el sistema eléctrico de forma integral. «Estamos administrando crisis», advirtió. «El problema de fondo es que no hacemos las inversiones necesarias para construir nuevas centrales de generación, nuevas líneas de transmisión, nuevas subestaciones y redes de distribución».
A su juicio, el país enfrenta un doble desafío: aumentar la inversión pública y crear condiciones para atraer capital privado que permita renovar una infraestructura que, en varios puntos, ya opera varias décadas después de haber cumplido la vida útil para la que fue concebida. (JS)
Fuente: La Hora
