El sistema eléctrico de Ecuador sigue frágil: faltan 866 MW y el embalse de Mazar sigue cayendo

Un año lluvioso dio un respiro en 2025 y alejó el fantasma de los apagones, pero no resolvió el problema de fondo: el sistema eléctrico de Ecuador sigue siendo frágil y entra a 2026 con un faltante  de 866 megavatios de generación pendiente por instalar.  

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De acuerdo con un informe operador estatal Cenace, el país aún necesita incorporar 866 megavatios (MW) de nueva generación firme para cubrir la demanda y mantener márgenes mínimos de reserva, sin depender de la electricidad importada desde Colombia.

Además, entra con un período de falta de lluvias en la zona donde se ubica el embalse de Mazar, cuya cota cayó 14 metros desde su cota máxima que es los 2.153 metros sobre el nivel del mar. 

Esta disminución se comenzó a ver desde el 1 de diciembre y el 31 de diciembre de 2025 ya se ubicaba en 2.139 metros sobre el nivel del mar. Sin embargo, el reservorio está todavía a 25 metros de tocar su nivel mínimo, que es entre 2.114 o 2.116 metros sobre el nivel del mar.

De ahí que el Gobierno ha descartado cortes de luz programados debido a la caída de agua y dice que el sistema está estable.

¿Comienza la sequía?

El reservorio de agua de Mazar es clave para Ecuador porque abastece al principal complejo hidroeléctrico de Ecuador, compuesto por tres hidroeléctricas (Paute, Sopladora y Mazar) que aportan con el 38% de la demanda de electricidad de Ecuador, por lo que una caída en su cota o nivel ha generado preocupación. 

Aunque oficialmente las autoridades aún no han reconocido el inicio de la sequía en la zona de Mazar, expertos como Ricardo Buitrón creen que ya comenzó, incluso comenzó tarde pues suele empezar en octubre de cada año.

Lo más preocupante es que la época seca suele extenderse hasta marzo, cuando recién se esperan lluvias continuas en la zona de Mazar, explica Buitrón.

En pocas semanas, la participación de la generación hidroeléctrica cayó del 82% al 61%, obligando a usar más termoeléctricas y a aumentar las importaciones desde Colombia.

Un déficit que no se cierra

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, hasta agosto de 2025 apenas se habían incorporado 590 MW, y aunque se preveía añadir pequeños aportes adicionales antes de fin de año, la brecha seguía siendo significativa. Esa falta de capacidad impide cumplir con los niveles de reserva exigidos: 10% en energía y 20% en potencia.

Las simulaciones del Cenace muestran que, entre 2025 y 2030, las reservas operativas del sistema se mantendrán por debajo del 10% en casi todo el período, lo que confirma que el sistema sigue siendo vulnerable lo que obliga al país a depender de la energía que le venda Colombia. 

Por ahora, el país vecino ha confirmado que podría abastecer a Ecuador con electricidad hasta marzo o abril de 2026. 

Eso es un alivio, aunque no sería suficiente si la sequía sigue o se recrudece durante las próximas semanas, provocando un déficit o faltante de hasta 300 o 400 megavatios, incluso contando con Colombia, dice Buitrón. De ahí que el experto dice que Ecuador sigue dependiendo de que llueva para no tener nuevos cortes de luz en 2026.

Una demanda creciente

A este escenario se suma un crecimiento sostenido del consumo eléctrico. Entre el 1 y el 27 de diciembre de 2025, la demanda media alcanzó 3.963 MW, entre 300 y 400 MW más que en 2024, un incremento cercano al 10%.

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El Cenace estima que la demanda crecerá en promedio 330 MW este año, un ritmo que el país no ha logrado acompañar con nueva generación. 

Proyectos fallidos siguen pendientes

Para el consultor eléctrico Ricardo Buitrón, esto confirma que el sistema ecuatoriano es “muy frágil”, porque no tiene suficiente capacidad de reemplazo para la hidroelectricidad y depende tanto del clima como de la energía importada. Proyectos fallidos y respaldo insuficiente

El problema se agrava por el retraso o fracaso de proyectos clave. Centrales contratadas en 2024 con las empresas Progen y Austral, que debían aportar 241 MW, no han entrado en operación y no tienen fecha clara de arranque. 

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A esto se suma que una parte importante del respaldo térmico —unos 300 MW— proviene de equipos alquilados, como barcazas, y no de generación propia.

Si en 2026 la generación hidroeléctrica cae a niveles similares a los de octubre de 2024, alrededor de 1.800 MW, incluso con el máximo uso de termoeléctricas e importaciones desde Colombia, el país enfrentaría déficits relevantes, que elevan posibles riesgos de apagones. 

A continuación un cuadro del Cenace donde se observa el crecimiento de los déficits o faltantes de energía por año: 

 El riesgo hacia 2026

Considerando eso, el Cenace proyecta que el déficit de electricidad en Ecuador irá creciendo los siguientes años. 

Así, el riesgo de déficit para el ciclo octubre de 2025 a marzo de 2026 es relativamente bajo, pero existe y es del 13%, aumentando a 17% en octubre de 2026 a marzo de 2027, de 23% en octubre de 2027 a marzo 2028 y alcanzando 50% en octubre de 2028 a marzo de 2029, antes de bajar nuevamente al 17% en 2029–2030, como se ve en el siguiente gráfico:

En escenarios de sequía severa, el costo de la energía no suministrada podría superar los USD 2.600 millones.

Por eso, el Cenace, insiste en acelerar la incorporación de nueva generación firme y mantener la generación alquilada mientras se construyen centrales definitivas. 

Sin esas decisiones, 2026 podría marcar el regreso de tensiones en el suministro eléctrico, incluso sin una sequía extrema.