Pese a un año lluvioso, Ecuador todavía debe instalar 866 megavatios si no quiere depender de Colombia
Los contratos eléctricos fallidos dejan a Ecuador con un déficit de 866 MW. El Cenace advierte que, sin nuevas plantas, el país no podrá garantizar un suministro estable los próximos años sin depender de Colombia.
Obras en proyecto de la central para generación de electricidad en Quevedo, de Progen, el 2 de diciembre de 2024.
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Alexander García / PRIMICIAS
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Aunque 2025 resultó ser un año lluvioso que alejó el fantasma de los apagones, el operador estatal de energía Cenace alerta que sistema eléctrico ecuatoriano aún requiere 866,5 megavatios (MW) de nueva generación firme para cubrir la demanda y mantener los márgenes mínimos de reserva que garanticen un suministro estable, sin depender de la electricidad de Colombia.
Lo dice el Cenace en un informe técnico del 14 de agosto de 2025.
El documento del Cenace detalla que, el país debía incorporar 1.080 megavatios (MW) de nueva capacidad de generación eléctrica, conforme a los criterios del Plan Maestro de Electricidad, para enfrentar la temporada seca 2024-2025.
Y ante el inicio del nuevo período seco 2025-2026, Cenace determinó que era necesario sumar 430 MW adicionales, elevando el requerimiento total a 1.510 MW.
Sin embargo, de esos, según el Cenace, hasta el 13 de agosto de 2025, se habían incorporado 590 MW de nueva generación al sistema, a los que estaba previsto que se sumen 33,5 MW de Elecaustro y 20 MW en Quevedo antes de finalizar el año.
De ahí que aún existe una brecha de 866,5 MW, advierte el Cenace. Esta falta de capacidad impide cumplir con los criterios del Plan Maestro de Electricidad, que exige reservas del 10% en energía para escenarios secos y del 20% en potencia.
Las simulaciones realizadas por CENACE advierten que las reservas operativas del sistema permanecerán por debajo del 10% durante los próximos cinco años (2025–2030), salvo en los meses de julio y agosto de 2026, y junio de 2030.
Esto refleja que el sistema eléctrico sigue siendo frágil si el país debe operar por sí mismo, sin comprar electricidad de Colombia, advierte el informe de Cenace.
El crecimiento sostenido de la demanda, calculado en 315 MW por año, agrava el déficit. Además de eso, se suma que cada año Ecuador no logra incorporar todo lo previsto en el Plan Maestro de Electricidad.
De mantenerse esa tendencia, la brecha entre oferta y consumo de electricidad sería de entre 966 MW a 1.848 MW en los próximos cinco años, como se ve en el siguiente cuadro:
El informe también presenta proyecciones de riesgo de déficit de electricidad (o faltante) durante los períodos de estiaje, cuando disminuye la generación hidroeléctrica.
El riesgo de déficit para el ciclo 2025–2026 es relativamente bajo, pero existe y es del 13%, aumentando a 17% en 2026–2027, de 23% en 2027–2028 y alcanzando 50% en 2028–2029, antes de bajar nuevamente al 17% en 2029–2030.
En los escenarios más secos, el costo de la energía no suministrada podría variar de entre USD 701 millones hasta USD 2.638 millones en un escenario de sequía muy severa.
Ante este panorama, CENACE recomienda acelerar la incorporación de nueva generación firme.
Hay que recordar que el Gobierno de Daniel Noboa contrató con la empresa estadounidense Progen la instalación de 150 megavatios de electricidad, en Quevedo y Salitral, pero ninguna está operativa hasta la fecha.
Según información del BCE, Celec llegó a pagar a Progen un total de USD 97,4 millones hasta junio de 2025, es decir, el 65% del valor total previsto en sus dos contratos, que asciende a USD 149,1 millones, pero la empresa no cumplió con la fecha ofrecida para ponerlas en marcha, que eran noviembre de 2024. La Contraloría determinó millonarios perjuicios para el Estado por estos contratos.
El Gobierno terminó de manera unilateral los contratos en julio de este año, pero no ha podido poner en marcha las centrales.
Además, adjudicó un contrato a la empresa uruguaya Austral por USD 89 millones para instalar 91 megavatios en Esmeraldas, que tampoco operan, pese a que la fecha de entrega máxima venció en abril de 2025.
Cenace dice que también se debería acelerar la instalación temporal de 260 MW en Pascuales, que ayudaría a reducir los posibles déficits de potencia y energía durante los próximos estiajes.
Pero la contratación de esta energía varias veces ha resultado en procesos fallidos. El más reciente proceso que se lanzó para alquilar estas turbinas en Pascuales debía adjudicarse el 20 de octubre, pero aún no se ha hecho.
Según las proyecciones, esa capacidad permitiría evitar pérdidas de hasta USD 488 millones en los meses más críticos de noviembre de 2026 y enero de 2027.
El informe concluye que, mientras se construyen nuevas centrales, la generación alquilada deberá mantenerse operativa el tiempo necesario para garantizar la cobertura de la demanda y permitir el mantenimiento de las grandes plantas del sistema eléctrico nacional.
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