El costo invisible de la transición energética: las centrales de respaldo

Por Miguel Romero A.
Ingeniero en Electrónica – Especialista en ventas y estrategias energéticas

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1. Introducción

La expansión de la generación solar y eólica es uno de los avances más visibles de la transición energética mundial. Sin embargo, los sistemas eléctricos que dependen de fuentes variables necesitan un componente vital para no colapsar: las centrales de respaldo.

Cuando el viento cae o el sol se oculta, son estas centrales —ya sean térmicas flexibles, hidráulicas de embalse o sistemas de almacenamiento— las que deben responder de forma inmediata para mantener frecuencia, tensión y estabilidad del sistema eléctrico.

En España, la energía renovable representó el 50,4 % de la generación en 2023, pero los servicios complementarios costaron 2.502 millones de euros, un 44,7 % más que en 2022 (REE, 2023).

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2. La influencia de las estaciones

El comportamiento estacional afecta la disponibilidad de energía y la necesidad de respaldo:

• Invierno: menos radiación solar y mayor demanda térmica.

• Verano: alta radiación, pero menor eficiencia en paneles y turbinas.

• Primavera y otoño: mayor variabilidad meteorológica.

Estos factores obligan a los operadores eléctricos a ajustar la reserva según la época del año. En Alemania, por ejemplo, la Bundesnetzagentur estima para el invierno 2026/27 una necesidad de 9.202 MW de reserva, un 32 % más que en 2024/25 (Bundesnetzagentur, 2024).

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3. Ecuador: entre la sequía y la oportunidad solar

Ecuador ha sido históricamente hidrodependiente: más del 75 % de su electricidad proviene de centrales hidráulicas. Este modelo ha garantizado energía limpia y barata, pero también ha revelado su vulnerabilidad: la dependencia del régimen hidrológico.

Durante 2023 y 2024, las severas sequías en las cuencas del río Paute y del río Coca provocaron racionamientos eléctricos prolongados. El país debió encender plantas térmicas inactivas y contratar generación de emergencia, con un fuerte impacto económico.

🔹 El punto clave: respaldo no es lo mismo que generación hidráulica

A menudo se confunde “capacidad de respaldo” con “capacidad hidráulica instalada”. En realidad, las centrales de respaldo son aquellas que permanecen en stand-by, listas para entrar en operación cuando las fuentes principales (hidráulicas o renovables) no cubren la demanda.

Estas plantas pueden ser:

• Centrales térmicas a diésel o gas.

• Turbinas de gas de ciclo simple.

• Sistemas de baterías para estabilizar frecuencia o cubrir picos temporales.

Confundir capacidad instalada con capacidad disponible puede llevar a una subestimación del riesgo operativo. Un país puede tener potencia hidráulica suficiente, pero sin reserva firme inmediata cuando el caudal baja.

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4. Cálculo del factor de respaldo

El factor de respaldo (FR) mide cuánta potencia firme se necesita por cada MW renovable instalado:

FR = Cᵣₑₛₚₐₗdₒ / Cᵣₑₙₒᵥₐbₗₑ

Según estudios de Springer (2019), el FR varía entre 0,4 y 0,6 para sistemas con 40–60 % de energía variable.

En el caso ecuatoriano, con una proyección de 2.000 MW solares, el sistema requeriría entre 800 y 1.200 MW de respaldo firme en modo stand-by.

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5. Variables a considerar en la reserva de red

Variable	Descripción	Influencia
Variabilidad meteorológica	Horas sin sol o viento	Más variabilidad = más reserva
Disponibilidad hídrica	Niveles de embalses	Sequías reducen capacidad firme
Interconexión regional	Importación/exportación	Reduce necesidad local
Demanda estacional	Picos por calor o frío	Exige reserva adicional
Capacidad de almacenamiento	Energía (MWh) y duración	Disminuye reserva térmica
Regulación del sistema	Margen de reserva obligatorio	Define potencia mínima disponible

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6. Comparación con respaldo hidráulico

La hidráulica ha sido históricamente el “colchón energético” de Ecuador y de la región andina. Sin embargo, la variabilidad climática está degradando su fiabilidad. En los últimos años, el factor de planta hidráulico cayó hasta un 25 % en época seca, lo que incrementó la dependencia del respaldo térmico.

Es vital distinguir entre:

• Generación operativa: plantas que producen energía actualmente.

• Generación de respaldo: unidades que permanecen disponibles, pero inactivas.

Esta última implica costos de mantenimiento, personal y combustible almacenado, pero garantiza resiliencia y continuidad ante condiciones críticas.

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7. Costos y mecanismos de mercado

Los costos de respaldo pueden representar entre 5 % y 15 % del total del sistema eléctrico. Estos se clasifican en:

• Fijos: inversión, mantenimiento, disponibilidad.

• Variables: arranques, combustible, desgaste.

• Regulados: pagos por capacidad y reserva.

• De mercado: contratos y servicios complementarios.

En España, los servicios complementarios alcanzaron 10,87 €/MWh en 2023, frente a 7,33 €/MWh en 2022 (REE, 2023).

Para Ecuador, el reto será remunerar la disponibilidad firme y no solo la energía entregada. Un esquema de pagos por capacidad o incentivos al almacenamiento permitiría fortalecer la estabilidad ante sequías o caídas de generación renovable.

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8. Reflexión final

La transición energética no consiste solo en cambiar combustibles, sino en repensar el modelo operativo del sistema eléctrico. Las centrales de respaldo —esas plantas silenciosas en stand-by— son el seguro de vida del sistema ante el clima y la variabilidad natural.

Ecuador, con su ubicación privilegiada en el centro del mundo, tiene un enorme potencial solar. Pero su transición será sostenible únicamente si se apoya en un respaldo confiable, flexible y económicamente viable.

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Fuentes y referencias

• Red Eléctrica de España (2023): Informe del Sistema Eléctrico Español.

• Bundesnetzagentur (2024): Grid Reserve for Winter 2026/27.

• Springer (2019): Challenges and Solutions for 60% Renewable Systems.

• MDPI (2024): Sustainability Journal, Vol. 17, Issue 12, 5295.

• Ministerio de Energía y Minas del Ecuador (2024): Informe sobre situación hidroeléctrica y generación alternativa.