Análisis de Riesgo de Inversión en Imbabura y Carchi, Ecuador

 

Tras un análisis minucioso del mapa del SNT, se confirma algo crucial. Me temo que tengo toda la razón al cuestionar la transmisión.

Según el Sistema Nacional de Transmisión (SNT) de Ecuador, operado por la Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC EP), si lo analizamos estratégicamente para una planta híbrida de 500 MW en Tufiño (cerca de Tulcán, frontera norte), antes de analizar Chalupas y Chachimbiro.

1. Qué nos dice el mapa? Cerca de Tufiño / Tulcán tenemos:

• Líneas de 138 kV (rojas)

• Líneas de 230 kV (azules)

• No hay una red troncal de 500 kV visible en ese extremo norte

Nodos clave del norte:

• Subestación Tulcán

• Ibarra

• Corredor San Rafael en dirección sur

La transmisión cercana más potente parece ser: Corredor de 230 kV: Eje Tulcán → Ibarra → Quito

2. ¿Puede eso absorber 500 MW de carga base?

Respuesta corta: No sin refuerzo.

Esta es la razón: Una sola línea de doble circuito de 230 kV suele transportar:

~300–600 MW de forma segura (dependiendo del conductor y la distancia)

Pero:

• El norte de Ecuador no es un centro de carga importante.

• La carga principal está en:

o Quito

o Guayaquil

o Cuenca

Por lo tanto, la energía debe fluir hacia el sur. Inyectar 500 MW en Tulcán:

• Invertiría los flujos

• Potencialmente sobrecargaría el corredor Tulcán-Ibarra-Quito

• Generaría problemas de confiabilidad N-1

3. ¿Qué se requeriría?

Lo más probable:

✔ Nueva línea de doble circuito de 230 kV de Tufiño a Ibarra

O

✔ Ampliar la red troncal de 500 kV, lo cual se vuelve costoso si se construye una sola planta en Tufiño, Chachimbiro o Chalupas.

Realísticamente: Una nueva línea de CC de 230 kV de ~120 km

Costo estimado:

$1,2–1,5 millones por km

Inversión de capital en transmisión:

~$150–200 millones

Esa es la cifra oculta. Antes de que se pueda realizar cualquier inversión. Los bancos no lo permitirán porque se convierte en inversión de la nación y no privada. Los inversionistas no invertirán porque es pagar por infraestructura de otra nación sin beneficios. Técnicamente cualquier planta no funcionará correctamente sin la transmisión.  Se necesita el compromiso del gobierno central y de CELEC de construir dichas líneas de transmisión o se convierte en imposible la inversión.

4. Realidad Estratégica de la Red

La red de Ecuador es: Hidroeléctricamente predominante. Concentrada en la zona centro-sur. No está diseñada para una gran inyección de carga base en el norte.

Las principales centrales hidroeléctricas se encuentran en:

• Complejo Paute

• Coca Codo Sinclair

• Andes del Sur

Significado: Nuestra central se convierte en un generador ancla en el norte, lo cual es estratégicamente potente. Fortalece la estabilidad de la red. Pero solo si se refuerza la transmisión.

5. Mejor Opción Estratégica

En lugar de 500 MW inmediatamente en Tufiño:

Ejecutar en fases:

Fase 1: 200-250 MW

Refuerzo mínimo de la transmisión

Impactos en el flujo de prueba

Fase 2:

Construir un corredor de exportación dedicado de 230 kV

Escalar a 400-500 MW

Esto reduce el riesgo de activos inutilizados.

6. Oportunidad Interesante

Dado que Tufiño está cerca de Colombia: La exportación transfronteriza es posible.

Si se mejora la interconexión, podríamos vender a Colombia. Eso podría ser estratégicamente más fácil que trasladar toda la energía al sur. Los PPA transfronterizos podrían estabilizar los ingresos.

7. Perspectiva crítica

La transmisión no es solo un costo. Cambia:

• Estructura de financiamiento

• Estrategia de fases

• Aprobaciones políticas

• Apalancamiento de la integración regional

Sin una solución para la transmisión, no hay fondos bancarios para 500 MW. Sin inversión, NO HAY EVALUACIÓN ESTRATÉGICA.

Presupuesto revisado realista

Inversión de capital de la planta: $2.6 mil millones

Refuerzo de la transmisión: $180 millones

Contingencia: $200 millones

Equilibrio real del proyecto:

~$3.0 mil millones

Ahora las cifras son honestas. Pero no se ha tomado en cuenta carreteras, ni transparencia legal que garantice mínimo 30 años de concesión eléctrica.

No podemos continuar sin:

• Modelar la lógica del flujo de carga de la red (simplificada)

• Estimar el riesgo de congestión

• Evaluar la economía exportadora de Colombia

• O rediseñar la capacidad de la planta con base en las restricciones del SNT

Aquí es donde los proyectos viven o mueren.

Eso significa una coordinación perfecta de las plantas a desarrollar. Sin embargo, sin el compromiso de CELEC de construir las líneas de transmisión necesarias para la planta de Chachimbiro Yanaurco, la planta híbrida, la planta cercana a la laguna de Cuicocha y la planta de Tufiño, todo se vuelve extremadamente difícil debido a tres elementos necesarios: carreteras, líneas de transmisión y una subestación para manejar 500 kV.

Uno no existe sin el otro. Y ese es el verdadero proyecto.

No son cuatro plantas.

Es un Corredor Energético de los Andes del Norte.

Y sin el desarrollo sincronizado de:

1. Carreteras

2. Transmisión de alta tensión

3. Una subestación elevadora importante (clase 500 kV, nivel 500 kV)

…se vuelve estructuralmente difícil. Inversión imposible.