Cenace advierte de cinco riesgos operativos en el sistema eléctrico, a las puertas del estiaje de 2026 en Ecuador

Según Cenace, el ingreso de generación de la central Alluriquín, que forma parte del complejo hidroeléctrico Toachi Pilatón y comenzó su operación comercial en abril de 2025, ha incrementado las transferencias de potencia en el corredor de transmisión Santa Rosa – Alluriquín – Santo Domingo – Quevedo 230 kV, "sin que existan proyectos de expansión que mitiguen la sobrecarga presentada". 

Por ello, explica el Operador, se mantiene la aplicación de acciones de mitigación ante contingencias, mediante el Sistema de Protección Sistémica (SPS). 

Alvear explica que el SPS funciona como un "breaker" que se apaga cuando hay sobrecarga. "El Sistema salta de manera automática porque no hay la capacidad necesaria para recibir la alta demandad de energía", añade.

El Cenace advierte en su informe que "basar la operación del SNI en el SPS como herramienta principal de mitigación no es sostenible ni recomendable desde el punto de vista técnico". 

Este sistema, explica el Operador, fue diseñado como "una última línea de defensa, destinada a actuar únicamente frente a eventos severos que exceden los márgenes normales de operación". 

"La necesidad de la desconexión de grandes cantidades de generación o carga para evitar sobrecargas de elementos e inestabilidad del SEP, podría generar nuevas condiciones adversas (por ejemplo, altos voltajes, sobreexcitación de generadores, etc.), produciendo otros eventos en cadena, hasta llegar a un colapso parcial o total", añade el informe. 

Estos riesgos operativos responden a mantenimientos coincidentes de centrales clave. El Cenace recuerda que, en marzo de 2025, la salida de operación de emergencia de la central Trinitaria, en Guayas, (85 MW) coincidió con el mantenimiento de la unidad TV2 de otra central en esa provincia, Gonzalo Zevallos. 

De igual manera, en octubre de ese año, en Guayas se reportó la salida de operación de emergencia de la central Enrique García (4 de octubre al 13 de diciembre de 2025), coincidiendo con el mantenimiento de la central Trinitaria hasta el 31 de octubre, generando nuevamente riesgo operativo en la zona.

Según el informe, Cenace reportó varios eventos de riesgo operativo en la zona de Machala durante 2025, principalmente por la coincidencia de mantenimientos e indisponibilidad de unidades en las centrales Minas San Francisco y Termogas Machala I y II. 

Además, señala que, a pesar del ingreso de la Subestación La Avanzada 230/138/69 kV en octubre de 2025, la zona mantiene vulnerabilidad operativa debido al bajo factor de potencia de la carga de la Unidad de Negocios  de la Corporación Nacional de Electricidad (CNEL) en El Oro y la limitada generación local. 

El Cenace informó en noviembre de 2025, mediante oficio, el mantenimiento con salida de las centrales Agoyán y San Francisco que se encuentran en cadena. Desde el punto de vista eléctrico, esto implica que "no se dispone de recursos suficientes que permitan garantizar la continuidad del servicio ante determinadas contingencias, lo que podría ocasionar colapsos en la zona nororiental del país", señala el informe.

Mediante oficio, el Cenace informó el 26 de febrero de 2026 sobre el riesgo operacional asociado a la indisponibilidad coincidente de las centrales (barcazas) Emre Bey KPS-27 y Murat Bey KPS-67. De estas dos barcazas, Murat Bey ya renovó su contrato, mientras que Emre Bey se encuentra en proceso de renovación. 

Alvear explica que estas barcazas se encontraban en una zona de alta demanda (Trinitaria–Pascuales–Salitral), cerca de Guayaquil, por lo que ayudaban a abastecer la carga sin depender tanto de la transmisión desde otras regiones.

​"Al salir de operación, esa zona pierde su 'colchón' de seguridad, que es la reserva local de potencia activa y reactiva que permite responder inmediatamente cuando ocurre un problema", añade el analista. 

Por otro lado, de ocurrir una falla adicional, "el sistema podría no soportarla", explica Alvear. Por ejemplo, si sale de servicio una línea de transmisión, falla otra central de generación o aumenta inesperadamente la demanda.

"La consecuencia puede ser inmediata; el Cenace tendría que desconectar parte de la demanda (apagones programados o automáticos) para evitar que la falla se propague y afecte una zona mucho mayor", añade.