¿Con cuánta generación termoeléctrica cuenta Ecuador para cubrir la caída de las hidroeléctricas en el estiaje de 2026?

Ecuador ya vive el período de estiaje o época seca, que es cuando los caudales de algunos ríos claves para el sistema eléctrico bajan y se desploma la generación hidroeléctrica.

De ahí que el desafío para el Gobierno de Daniel Noboa es cubrir el hueco que dejarán las centrales hidroeléctricas a medida que avance el estiaje, y así evitar que el país vuelva a vivir cortes de luz como los de 2024.

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¿Cuánta energía termoeléctrica tiene Ecuador?

En época de estiaje lo ideal es que el país cuente con suficiente energía termoeléctrica (generada con combustibles fósiles) para cubrir el vacío que dejen las hidroeléctricas. Pero eso no ocurre en Ecuador.

Entre el 1 y el 23 de septiembre de 2026, el país ha contado con una generación termoeléctrica de 875 megavatios de potencia (MW) en promedio, según el Operador Nacional de Electricidad Cenace. Esto equivale a alrededor del 19% de la demanda promedio del país que es de 4.500 MW.

Esto, en un contexto en el que el país perdió temporalmente la generación de la central termoeléctrica Esmeraldas I, de125 MW, tras un incendio registrado en junio de 2026. Por ese incidente, la central estará fuera de operación hasta marzo o junio de 2027.

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¿De dónde proviene la generación termoeléctrica?

En Ecuador, el principal combustible para la generación termoeléctrica es el fuel oil. Se trata de un residuo que se obtiene de los procesos de refinación de petróleo en Petroecuador; y aunque es un combustible más barato, es más contaminante.

De los 875 MW de generación termoeléctrica, 587 MW fueron generados con fuel oil; esto es, el 67%.

Le sigue el diésel, que aporta con el 21% de la generación termoeléctrica y el gas, que aporta con un 12%. 

El diésel, en cambio, es principalmente importado, pero está cada vez más costoso por el incremento de los precios del petróleo en medio de la guerra entre Irán y Estados Unidos.

En cambio, el gas natural es menos contaminante que el fuel oil y más barato que el diésel, pero es deficitario en Ecuador. 

Está aumentando la generación a fuel oil

La generación termoeléctrica comenzó a aumentar desde el 7 de septiembre de 2026, sobre todo, aquella generada en plantas de turbinas a fuel oil. Esto coincide con la fecha en que Ecuador prácticamente dejó de importar electricidad de Colombia, porque los precios se elevaron.

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Así, el 6 de septiembre de 2026 la generación de turbinas a fuel oil fue de 216,3 MW y desde el 7 de septiembre fue subiendo hasta llegar al pico de 459 MW el 10 de septiembre. Desde entonces se mantuvo un poco por debajo de los 400 MW, pero volvió a tener un pico el 23 de septiembre y llegó a 445 MW.

Este aumento se debe a que dos barcazas de generación termoeléctrica comenzaron a aportar electricidad al sistema eléctrico nacional desde el lunes 21 de septiembre de 2026. Así lo confirmó a PRIMICIAS el ministro de Energía, Juan Carlos Blum.

Juntas, las embarcaciones tienen capacidad para generar 200 MW.

Blum aclaró que desde el 15 de diciembre de 2026, la generación eléctrica de las barcazas podrá ser utilizada por las empresas de alto consumo que no pudieron implementar 100% de autogeneración, como dispuso el decreto ejecutivo 32.

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"Las empresas van a pagar con una nueva tarifa que debe reflejar los costos reales de la operación", añadió.

Actualmente, las empresas pagan una tarifa de alrededor de 12 centavos por kilovatio hora.

Esto, debido a que el  Mandato Constituyente 15, de 2008, estableció que para el cálculo de la tarifa eléctrica no se debía considerar costos marginales, ni el gasto en inversión hecha por el Estado para la construcción de las centrales de generación térmica e hidroeléctrica.

De ahí que el Gobierno ha dicho que las empresas que demanden energía de esas barcazas tendrán que pagar una tarifa real; es decir, más alta.

La caída de hidroeléctricas genera una brecha grande

La generación hidroeléctrica entre el 1 y el 13 de septiembre ha sido de 3.577 MW; esto es, el 79% de la demanda.

Pero a medida que avance el estiaje el escenario irá cambiando y el aporte hidroeléctrico irá cayendo. Según Cenace, noviembre de 2026 podría ser el mes más fuerte en este estiaje.

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Y el déficit eléctrico que vivirá el país dependerá del clima, que es difícil de predecir, dice el consultor eléctrico Ricardo Buitrón. 

Pero un factor de riesgo es que este año el estiaje coincidirá con la llegada del Fenómeno de El Niño, que amenaza con causar sequías en zonas clave de Ecuador. 

Por ejemplo, en donde está el complejo Paute Integral (entre Cañar y Azuay), que es el más grande del país.

"Aunque es difícil saber qué tan fuerte será el estiaje este año, la generación termoeléctrica de Ecuador no es suficiente para cubrir caídas drásticas de las hidroeléctricas, como se ha visto en el pasado"

Ricardo Buitrón, consultor eléctrico.

Por ejemplo, en 2024, la generación hidroeléctrica se desplomó a 1.789 MW en octubre. Ese mes el país vivió apagones de más de hasta 14 horas.

Se trató de una caída drástica de unos 1.700 MW, tomando en cuenta que la generación hidroeléctrica en el país suele rondar los 3.500 MW en períodos normales.

Y un problema adicional es que la demanda de electricidad ha aumentado desde entonces.

¿Cuánta generación eléctrica adicional se requiere?

El Gobierno hasta ahora ha logrado adjudicar 120 MW para alquiler de nueva generación termoeléctrica, que todavía no ha entrado en operación. 

A esto se suman las medidas de desconexión para las empresas con alto consumo de electricidad, que comenzaron el 22 de septiembre, con lo que se  reduciría la demanda en alrededor de 129 MW.

Pero si el escenario de 2024 se llegara a repetir, Ecuador requeriría incrementar por lo menos 1.700 MW la generación termoeléctrica para evitar cortes de luz. 

Si se mantiene la demanda de 4.400 MW en los meses críticos de estiaje y se dispone de al menos 1.100 MW térmicos y 450 MW de Colombia, se requeriría 2.850 MW hidráulicos, dice Buitrón.

 "El problema es que en estiaje, dependiendo de su intensidad, la generación hidroeléctrica podría disminuir a 2.000 MW, con lo cual el déficit sería de 850 MW. Pero, si no se dispone de la venta de electricidad de Colombia el déficit alcanzaría 1.300 MW", añade.

Buitrón explica que según la evolución de los caudales hasta ahora, por ejemplo en la zona del complejo Paute Integral, el escenario no sería tan drástico como el de 2024. 

Pero los datos muestran que 2026 sí se pinta como un año más seco que 2025. Por ejemplo, entre el 1 y el 23 de septiembre de 2026, el caudal promedio de la central Mazar, que es clave en el complejo Paute Integral, fue de 54,5 metros cúbicos por segundo (m3/s). 

Sin embargo, en septiembre de 2025 el caudal promedio fue de 89,2 m3/s.