¿Por qué el déficit energético persiste pese a las adjudicaciones en generación térmica?
La generación térmica se contrató como solución urgente para evitar apagones. Se prometieron megavatios en meses, pero solo hay litigios y ningún megavatio operativo. En esta primera entrega explicamos qué pasó con los procesos y en qué punto se encuentran.
TERMOELÉCTRICA EL DESCANSO 2. AZOGUES
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Carlos Silva/Presidencia de la República - Flickr
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Entre terminaciones unilaterales, procesos caídos y acciones judiciales, la contratación pública para traer generación térmica tras la crisis de 2024 se convirtió en un mapa de disputas. Mientras tanto, el país ya vivió apagones de hasta 14 horas y una contracción del PIB de 2% en 2024. La respuesta fue una ola de contratos por cerca de USD 1.200 millones. El resultado hasta hoy: cero megavatios efectivamente producidos. El costo fiscal del “plan emergente” que se volvió litigio
La crisis eléctrica de 2024 dejó una cifra difícil de olvidar: apagones de hasta 14 horas diarias y un golpe económico que el propio Banco Central cuantificó en un año recesivo, con una caída del PIB de 2%.
Esa emergencia aceleró una respuesta inmediata: contratar generación térmica para “comprar tiempo” frente al estiaje. La apuesta del Estado fue alquilar o incorporar motores y turbinas a diésel o gas para sumar electricidad en cuestión de meses, no de años, cuando la hidroenergía no alcanzaba.
En el papel, el plan prometía megavatios rápidos. En la práctica, hoy lo que existe es otra cosa: contratos, resoluciones, multas, arbitrajes y litigios, con un resultado que inquieta por su simpleza: la energía no llegó (Tabla 1).
El corazón del problema es que, tras 16 meses desde el inicio de los procesos de contratación, los contratos adjudicados buscaban la generación de 1.486 megavatios por un monto que ya se acerca a los USD 1.200 millones, pero hasta la fecha no se está generando energía efectiva y todos los proyectos presentan algún frente de disputa.
La paradoja: urgencia para contratar, lentitud para producir
La lógica de la termoeléctrica en emergencia es sencilla: comprar motores, conectarlos a red y ponerlos a operar en meses, no en años. Pero si la lógica técnica es lineal, el proceso económico-institucional no lo es. La respuesta se ha basado en contrataciones aceleradas, con riesgo fiscal que se concentra en la ejecución del contratista, las garantías y la capacidad del Estado de cobrar multas o defenderse en litigios.
En los casos conocidos, retrasos e incumplimientos terminaron en terminaciones unilaterales y disputas judiciales que dejan al Estado con un doble problema: sin megavatios y con contingencias fiscales (Tabla 2).
Las tres preguntas que CELEC aún no responde:
¿Dónde están las garantías?
- Si los contratos se terminaron o cayeron, ¿cuánto dinero se recuperó realmente a través de garantías ejecutadas? ¿Se cobraron o están en disputa?
¿Qué pasó con los anticipos y las multas?
- Varios procesos mencionan millonarios anticipos entregados, marcados por incumplimientos y retrasos de las empresas contratadas. ¿Qué multas están firmes, cuáles están judicializadas y cuántas siguen sin cobrarse?
¿Cuándo entra el primer megavatio real?
- Más allá de contratos y comunicados, la pregunta central sigue intacta: ¿cuál es la fecha concreta en la que estos proyectos entregarán energía efectiva al sistema?
Cronología en cinco fechas: del apagón al litigio
Oct–Dic 2024
Ecuador entra en la peor crisis reciente: cortes de hasta 14 horas diarias.
Jul–Ago 2024
Arrancan los contratos emergentes para generación térmica (Quevedo, Salitral, Esmeraldas).
Nov 2024
Se acumulan terminaciones unilaterales y disputas con proveedores clave.
2025
Se expide la llamada ley de autoconsumo: grandes industrias deben buscar su propia energía.
Oct-2025
Pascuales, el proceso emblemático de 260 MW, vuelve a caer.
Feb-2026
Celec declaró desierto el proceso de compra de turbinas por 355 MW para una nueva central en Pascuales, luego de que la italiana Ansaldo, única invitada, no presentara oferta para un contrato de unos USD 197 millones.
El tablero queda con una cifra brutal: casi USD 1.200 millones contratados y 0 MW operando.
Pascuales: el nodo donde los proyectos se caen
Si hay un punto que condensa las dificultades del plan emergente, es Pascuales. Lo que comenzó como el alquiler de 260 MW terminó sin contrato firmado ni garantías entregadas. Y cuando el esquema cambió hacia la compra de turbinas para instalar una central de 355 MW en el mismo sitio, el proceso tampoco prosperó tras la fallida adjudicación directa a la italiana Ansaldo, dejando nuevamente en suspenso la incorporación de generación prevista para esa zona.
Más que un episodio aislado, Pascuales se está convirtiendo en el nodo donde se concentran los intentos fallidos de incorporar generación rápida al sistema. Distintos modelos de contratación, distintos montos y plazos, pero un resultado que se repite: la energía prevista no entra en operación.
En términos económicos, lo relevante es el patrón. Cada reformulación implica tiempo, costos administrativos y riesgos fiscales adicionales, mientras la capacidad de generación que se buscaba incorporar sigue sin materializarse. Pascuales ya no es solo un proyecto: es el indicador más visible de la brecha entre contratación y energía efectiva.
El costo oculto: cuando el Estado compra megavatios y recibe expedientes
Aquí aparece el ángulo que no suele abordarse con suficiente fuerza: el “plan emergente” se mide por megavatios, pero el país está recibiendo principalmente expedientes.
En 2024, el Ministerio de Finanzas ya había advertido que los cortes tenían un impacto significativo sobre la economía (hasta 1,5% del PIB, según su estimación en ese momento), y el Banco Central reportó pérdidas cercanas a USD 2.000 millones por los apagones de 2024.
Si se contrasta ese daño económico con una contratación que deriva en litigios, surge una pregunta de política pública: ¿el país está pagando dos veces la crisis? Una vez en pérdidas por apagones y otra vez en contingencias legales por contratos fallidos (Gráfico 1).
Un giro regulatorio: el traslado del riesgo al sector productivo
En 2025, además, el esquema institucional empujó a que los grandes consumidores busquen autoabastecimiento energético. En una lectura simple, el Estado trasladó parte del riesgo de disponibilidad al privado y empezó a decirle al sector productivo: “no tengo electricidad suficiente para venderles”.
Desde economía, la pregunta es inevitable: ¿qué pasa con competitividad, inversión y costos de producción cuando la energía deja de ser un insumo garantizado y se convierte en un proyecto propio?Quién gana y quién pierde con los contratos caídos
Pierde el país, porque los apagones ya tuvieron un costo productivo enorme y, aun así, la generación contratada no entra en operación. Pierde el Estado, porque cada contrato que se cae no desaparece: se transforma en disputas, multas por cobrar, arbitrajes y posibles indemnizaciones.
Pierde el sector productivo, porque la incertidumbre energética obliga a empresas e industrias a buscar soluciones propias a costos millonarios y con menor previsibilidad.
Ganan los expedientes. Cada proceso fallido se convierte en un nuevo frente administrativo o judicial que consume tiempo, recursos públicos y capacidad de gestión, mientras la energía prevista no entra en operación.
En círculos empresariales se percibe que el tema energético volvió a colocarse en el centro de las preocupaciones económicas del país, junto con la seguridad. Más allá de versiones o reuniones reservadas, los datos duros ya muestran el problema: un déficit estimado de 866 megavatios, contratos firmados por cerca de USD 1.200 millones, procesos caídos y una brecha creciente entre lo contratado y la energía efectiva disponible.
Lo que nadie está contando
La discusión pública suele quedarse en lo técnico: si faltan lluvias, si la matriz es hidrodependiente, si se necesitan turbinas duales. Todo eso importa. Pero el punto decisivo hoy es económico-institucional: un Estado que contrató urgencia y recibió litigio.
Ese es el riesgo fiscal escondido, pues cuando un contrato se cae, no desaparece: se convierte en expedientes, multas que no se cobran y arbitrajes que pueden terminar costando más al Estado.
Hay una falla innegable en el diseño, la contratación y la gestión del riesgo contractual. Ecuador no compró generación: compró riesgo. Y ese riesgo hoy está concentrado en disputas legales, multas por cobrar y contingencias fiscales, mientras el país ya pagó la crisis en productividad perdida.
El próximo estiaje previsto para octubre de este año, no solo pondrá a prueba la capacidad de generación, sino algo más sensible: la capacidad del Estado de convertir contratos en megavatios, y no en expedientes. La pregunta de fondo sigue abierta: ¿cuánto tiempo puede permitirse Ecuador que la emergencia se traduzca en papeles y pleitos, en lugar de energía efectiva?
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