Ecuador entra en una nueva fase de su crisis eléctrica con menos agua y más dependencia del diésel
La crisis eléctrica ya no responde a una sola causa. Ecuador pasó de tener agua sin poder usarla, a enfrentar nuevamente la caída de embalses, mientras recurre cada vez más a generación con diésel.
Tanques de combustible de diésel oíl
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Martin Guzman / CELEC
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El Gobierno sigue comprando tiempo con soluciones parche, sin resolver los problemas estructurales.
Las hidroeléctricas operan con limitaciones, el parque térmico es antiguo, los nuevos proyectos no llegaron y la red de transmisión sigue fragmentada.
A esto se suma ahora un nuevo factor: la caída de caudales.
Ecuador enfrenta un déficit de al menos 1.000 MW y ha dejado de comprar energía a Colombia, en un sistema que opera al límite y con riesgo creciente de nuevos apagones.
De la abundancia al riesgo: el factor agua vuelve al centro
Durante la crisis energética de 2024, cuando el país llegó a tener hasta 14 horas de cortes de luz, la explicación era directa: no había agua.
Luego, el país enfrentó una paradoja: embalses llenos, pero sin capacidad de transformar esa energía en electricidad por fallas técnicas -sedimentos en Coca Codo Sinclair- y de transmisión —líneas de alto voltaje y subestaciones— vieja y limitada que funciona de forma fragmentada, y que no lograba trasladarse a los principales centros de consumo.
Ecuador depende principalmente de la generación hidroeléctrica, que representa el 69% (cerca de 5.200 MW) de los 7.492 MW instalados en el Sistema Nacional Interconectado.
En épocas de lluvia, la generación hidroeléctrica puede cubrir entre el 80% y 90% de la demanda eléctrica del país, lo que equivale a alrededor de 3.200 a 3.600 MW frente a un consumo promedio de 4.200 MW que llega 5.200MW en horas pico. Pero en períodos de sequía severa, esa generación se desploma a cerca de 1.500 MW.
Hoy, el escenario vuelve a cambiar.
La caída de caudales en el complejo Paute —que abastece cerca del 40% de la energía del país— ha encendido nuevas alertas. En apenas una semana (23 al 29 marzo 2026), el embalse de Mazar descendió 6,8 metros, mientras el caudal del río Paute cayó a 17,45 m³/s, muy por debajo del nivel óptimo de 141 m³/s.
En Coca Codo Sinclair, la principal hidroeléctrica del país, el caudal también es insuficiente: se requieren 222 m³/s, pero apenas se registran 100 m³/s.
Es decir, el sistema enfrenta ahora un doble problema: menos agua y las mismas fallas estructurales sin resolver.
El fracaso de la contratación térmica
El plan térmico que debía ser el “plan B” cuando falla la hidroelectricidad, en la práctica no existe.
Ecuador tiene 34 termoeléctricas estatales con 1.879 MW instalados, pero cerca de 834 MW están indisponibles, dejando apenas 1.045 MW efectivos. Así, estas plantas cubren solo entre el 20% y 25% de la demanda.
Tras la crisis de 2024, el Gobierno impulsó un agresivo plan de contratación térmica.
El resultado: USD 1.200 millones en contratos y casi cero megavatios generados.
Ese monto habría permitido contar con al menos nueve centrales operativas. En su lugar, derivó en contratos fallidos, anticipos comprometidos, equipos obsoletos o incompatibles y litigios.
También es comparable al costo de una refinería moderna completa, que habría ayudado a reducir la dependencia de diésel y el impacto de sus precios al alza.
En investigaciones previas realizadas por este medio, se evidenció que la ola de contrataciones termoeléctricas no se ha traducido en capacidad efectiva.
De los casi 1.500 MW contratados, apenas se han incorporado 10 MW del proyecto de Austral, tras intervención técnica estatal, y aún en disputa legal.
Sin energía de Colombia ni Perú
Ecuador perdió una de sus principales válvulas de seguridad. Tras tensiones comerciales por el aumento de aranceles a productos colombianos, ese país suspendió la venta de energía, eliminando cerca de 450 MW de respaldo.
La interconexión con Perú —una línea de 500 kV— sigue estancada, pese a contar con USD 289 millones de financiamiento.
Perú ya construyó su tramo, pero Ecuador no tiene la parte que le corresponde, pese a tratarse de un proyecto de USD 289 millones con financiamiento asegurado del BID y el BEI, y un aporte mínimo de CELEC (USD 39,4 millones). Según el cronograma actual, recién se espera licitar en junio de 2026, lo que retrasaría su construcción al menos tres años más.
1.700 MW con soluciones parche
El Gobierno proyecta incorporar 1.700 MW en 2026, para enfrentar el déficit que bordea 1.000 MW, pero la mayor parte no es nueva generación, un 60% proviene de mantenimiento y alquiler.
- 686 MW mantenimiento de centrales hidroeléctricas y térmicas
- 336 MW serán barcazas (diésel)
- 681 MW dependen de proyectos inciertos para nueva generación
El plan no expande capacidad, solo intenta recuperar lo que ya no funciona.
Según la ministra de Energía, Inés Manzano, recuperaría alrededor de 455 MW hasta abril de 2026, principalmente en Coca Codo Sinclair, Sopladora y Molino.
A esto se sumarían 107 MW hasta octubre, provenientes de Termogas Machala y la termoeléctrica Álvaro Tinajero, mientras que los restantes 124 MW dependerían de otras centrales, entre ellas Termoesmeraldas.
En paralelo, anunció una nueva barcaza de alrededor de 240 MW hacia finales de octubre de 2026.
El país arrastra millonarios procesos fallidos de nueva contratación térmica, y expertos estiman que cualquier implementación nueva tomaría al menos seis meses. Entonces, esta viabilidad vuelve a quedar en duda.
Del agua barata al diésel caro
Ecuador está sustituyendo agua por diésel.
El país es importador de derivados, por lo que cada megavatio generado con diésel implica un costo mayor y volátil. El precio del diésel pasó de USD 2 por galón a USD 4 por galón en semanas, por efectos de la guerra.
Aunque este incremento se traslada con rezago —por esquemas de importación, inventarios y subsidios— terminará reflejándose en mayores costos eléctricos.
Generar electricidad cuesta 7 centavos por kWh en hidroeléctricas, 22 centavos por kWh con diésel, y podría llegar hasta 38 centavos por kWh con precios actuales por la guerra de Medio Oriente.
El Estado subsidia el diésel destinado a la generación eléctrica, se calcula entre USD 1,30 y USD 1,50 por galón, aplicado exclusivamente a las termoeléctricas del holding estatal CELEC. Este beneficio no aplica a generadores privados, lo que evidencia una carga fiscal creciente y una distorsión en los costos del sistema.
Más allá de este subsidio puntual, el impacto es estructural. Según las cuentas fiscales, el subsidio al diésel ha alcanzado entre USD 800 millones y USD 1.200 millones anuales, dentro de un gasto total en combustibles mayor a USD 3.000 millones al año, evidenciando la magnitud del costo fiscal de depender de generación térmica.
Entonces, el Estado absorbe el mayor costo vía subsidios o, lo traslada a tarifas y al sector productivo. En ambos casos, el impacto económico es directo.
Las empresas privadas han sido prácticamente obligadas a generar su propia energía, aportando cerca de 170 MW, mientras el sector minero suma otros 120 MW. Sin diésel subsidiado, esto implica costos elevados, menor previsibilidad, problemas de logística por deterioro de equipos y, por tanto, menos competitividad.
El sistema es más caro y más vulnerable.
La salida es estructural, pero no hay capacidad para ejecutarla
Mientras el sistema opera al límite, el tiempo se agota.
La solución requiere inversión, planificación y capacidad técnica. Pasar del anuncio a la ejecución implica:
- Simplificar contratación con equipos técnicos tipo task force, que manejen procesos técnicos y ejecutables.
- Combinar alquiler inmediato con generación firme a mediano plazo, una opción son las unidades térmicas a fuel oil.
- Ejecutar proyectos por partes, evitando paquetes integrales que concentran riesgos y terminan sin ejecutarse.
- Abrir el sector a la inversión privada mediante concesiones —modelo probado a nivel internacional—, atrayendo empresas de gran escala y solvencia técnica que aseguren la ejecución y entrega de generación en plazos definidos.
- Recuperar capacidad de proyectos fallidos en los cuales se contrató 1.500MW.
- Retomar la compra de energía a Colombia.
También es clave fortalecer la infraestructura de transmisión, en especial concretar la interconexión con Perú, que avanza lento pese a contar con financiamiento.
El riesgo ya no es solo enfrentar un nuevo estiaje, es hacerlo, otra vez, sin haber resuelto el problema de fondo.
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