Noviembre de 2026 sería el mes más fuerte de estiaje en Ecuador, en un escenario de extrema sequía, advierte Cenace

El Operador Nacional de Electricidad Cenace estima que Ecuador podría alcanzar un déficit de energía eléctrica de hasta 330,65 GWh en noviembre de 2026, mes en el que el estiaje podría ser más severo. Esto equivale a una potencia faltante de unos 450 megavatios (MW). 

Para el período de estiaje octubre de 2026 - marzo de 2027, el Cenace estima que hay una probabilidad de 2% de que exista un déficit de energía, en al menos uno de los meses. Esto se desprende del Plan de Operación del Sistema Nacional Interconectado (SNI), presentado por Cenace en junio de 2026. 

El informe adelanta también que para el siguiente estiaje, de octubre de 2027 a marzo de 2028, no habría riesgo de déficit.

Sin embargo, estos escenarios para los dos estiajes están calculados asumiendo que el Gobierno cumpla con el cronograma establecido para la incorporación de 1.092,1 megavatios de potencia de generación adicional, previstos entre junio de 2026 y agosto de 2027, según el plan de expansión.

"Cualquier retraso o reprogramación en la ejecución de los proyectos podría reducir los márgenes de confiabilidad estimados", señala Cenace en las conclusiones de su informe. 

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José Alvear Campodónico, experto energético, explica que con esto el Cenace admite que, en el peor escenario hidrológico, la energía disponible no alcanzaría para cubrir toda la demanda en noviembre de 2026. El riesgo disminuye hacia 2027-2028, "suponiendo que entren en operación los proyectos de generación previstos". 

Sin embargo, tal como lo señala el informe, Alvear recalca que ese cálculo depende de muchas variables: disponibilidad de centrales, cronogramas de entrada de nuevos proyectos, hidrología y comportamiento de la demanda. "Si alguna de esas variables no se cumple, el riesgo real puede ser mayor". 

De los 1.092,1 MW adicionales que deberán incorporarse, al menos 490 MW deberían estar operativos para noviembre de 2026, mes en que se prevé el déficit de 450 MW. 

¿De dónde provendrán los 1.092,1 MW requeridos?

El Plan de expansión que incluye Cenace en su informe contempla la incorporación de:

• 935 MW (85,6%) de centrales termoeléctricas: 795 MW previstos para 2026 y 140 MW para 2027. 
• 45 MW (41%) de una central hidroeléctrica de pasada, para septiembre de 2026.  
• 110 MW (103%) de un proyecto eólico, cuya entrada en operación se estima para agosto de 2027.

El informe de Cenace ya advierte que hasta junio se registraban "niveles de indisponibilidad superiores a los inicialmente reportados, así como la finalización de contratos de arrendamiento, con la consecuente salida de operación de la capacidad asociada".

"Varios procesos de incorporación de nueva generación han presentado retrasos, condiciones que podrían reflejarse en un incremento del riesgo de déficit en la próxima actualización del plan"

Cenace

Dentro de los 935 MW de energía termoeléctrica, 615 MW, esto es 66%, corresponde a generación alquilada, y los otros 320 MW a proyectos de adquisición definitiva. 

El Plan contempla que estas contrataciones entren en operación entre septiembre de 2026 y agosto de 2027. Unos 490 MW deberían entrar a operación hasta octubre de este año. Sin embargo, hasta el 5 de agosto se han adjudicado 105 MW de generación termoeléctrica, aunque todavía no se firmaban los contratos: 

• Enrique García (Pascuales, Guayaquil), de 50 MW, adjudicada a la empresa Aggreko Energy Ecuador. La entrada en operación está prevista para el 8 de octubre de 2026. 
• Santa Elena, de 45 MW, adjudicada a Comercial Laeisz Honduras. La entrada en operación está prevista para el 22 de septiembre de 2026. 
• Guangopolo, en Quito, de 10 MW, adjudicado al consorcio español-argentino Tanergy Group. La entrada en operación prevista para el 1 de septiembre de 2026. 

Adicionalmente, para la central Jaramijó, en Manabí, la Corporación Eléctrica del Ecuador (Celec) recibió la primera semana de agosto de 2026, siete ofertas para el arrendamiento de una planta de generación eléctrica con motores a diésel, con una capacidad de 15 MW. Esto también está en el plan de 1.092,1 MW que se requieren según Cenace.

Según el Plan de expansión, esta planta debería estar operativa el 8 de octubre de 2026. Sin embargo, el proceso de contratación señala que, una vez adjudicado el contrato, la empresa tendrá un plazo de tres meses para poner en operación los motores de combustión interna, por lo que la generación eléctrica comenzaría hacia finales de 2026. 

El plan también integra el alquiler de dos barcazas. Una, de 100 MW, corresponde a la renovación del contrato de la embarcación Erin Sultán (Esclusas V), cuyo proceso de licitación fue lanzado en julio de 2026.

Y la otra sería una nueva barcaza bajo el nombre de Esclusas VI, por 110 MW. Sin embargo, no se ha lanzado proceso alguno para esta embarcación adicional.

Dentro de la nueva generación, también se incluyen 30 MW del fallido proyecto Esmeraldas III, que estaba a cargo de la empresa uruguaya Austral Technical Management (ATM) y que en principio contemplaba un total de 91 MW. 

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Para el experto eléctrico Marco Acuña, miembro del Consejo Consultivo de Energía y Economía (CCIE), esos 30 MW no deberían tomarse en cuenta debido a que se trata de generadores que no son nuevos y añade que hasta ahora no se conoce si logran operar de forma permanente o solo por algunas horas a modo de prueba. "No estaría bien que se terminen recibiendo esos equipos", recalca. 

La única central hidroeléctrica nueva que contempla el plan es privada. Se trata de Hidroquest, que tendrá capacidad de generar 45 MW.  El pasado 8 de junio, la minera Lundin Gold anunció que firmó un contrato para comprar 20 MW de esta central. "Se prevé que Hidroquest comience a generar energía a mediados del segundo semestre de 2026", dijo la minera.

Incremento de la demanda presiona al sistema

El Cenace señala que, en el período de abril 2025 a marzo de 2026, la potencia energética registró una media de 5.274 MW, lo que representó un incremento de 3,42%, frente al período abril 2024 - marzo 2025.

"Considerando que el crecimiento anual de la demanda exige la incorporación de aproximadamente 390 MW de nueva capacidad firme por año, para el estiaje 2026–2027 el requerimiento acumulado se incrementaría en igual magnitud", añade el Operador. 

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Por ello, de no concretarse nuevas incorporaciones de generación firme, "la necesidad total ascendería aproximadamente a 1.391 MW". 

Cenace advierte que una parte importante de la capacidad incorporada en 2025 corresponde a generación de alquiler, por lo que, al finalizar los contratos, será necesario prever su reemplazo o la ampliación contractual para cubrir la demanda.

El fenómeno de El Niño también podría incidir en el crecimiento de la demanda eléctrica, advierte el Operador. 

"Resulta necesario fortalecer las acciones orientadas a acelerar la entrada en operación de los proyectos previstos en los planes de expansión (...), dado que un incremento de la demanda superior al proyectado podría ocasionar restricciones emergentes por insuficiencia de potencia, limitaciones en la capacidad de transformación o bajos niveles de voltaje", subraya el informe en sus conclusiones. 

Importación de Colombia será clave

Para Acuña, la compra de energía eléctrica a Colombia será una ayuda importante durante el estiaje. La interconexión con Colombia permite una capacidad máxima de importación de 450 MW. Según Cenace, esto constituye un recurso complementario para gestionar la variabilidad hidrológica y optimizar los costos de operación. 

El 5 de agosto de 2026, tras siete meses de suspensión, Colombia volvió a vender electricidad a Ecuador.