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Lucía Vásconez
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La capacidad de generación eléctrica en Ecuador aumentó en los últimos meses, pero ese crecimiento no logra seguir el ritmo acelerado de la demanda. El sistema eléctrico nacional opera cerca de su límite, con márgenes de reserva cada vez más estrechos y una alta dependencia de factores climáticos.
Informes técnicos del Operador Nacional de Electricidad (Cenace) y de la Corporación Eléctrica del Ecuador (Celec EP) advierten que el país enfrenta un desfase entre la incorporación de nuevos megavatios y el consumo real de energía, especialmente durante períodos de estiaje.
El Gobierno del presidente Daniel Noboa informó que en 2025 se recuperaron 280,1 megavatios (MW) de generación eléctrica, como parte del plan para reforzar el sistema. De ese total, 250,1 MW corresponden a centrales rehabilitadas por Celec.
Uno de los últimos proyectos fue la recuperación de la central termoeléctrica Álvaro Tinajero, de 30 MW, que estuvo fuera de operación durante ocho años. La rehabilitación demandó una inversión aproximada de 6 millones de dólares y forma parte del Plan de Recuperación del Parque Termoeléctrico.
Para 2026, el Ejecutivo prevé incorporar 154,46 MW adicionales. Sin embargo, los informes técnicos coinciden en que este aumento no compensa el crecimiento acelerado del consumo eléctrico.
La demanda eléctrica del país crece alrededor del 4% anual, impulsada por el crecimiento poblacional, la actividad económica y las altas temperaturas. No obstante, desde finales de 2025 el incremento ha sido mucho mayor.
Según el consultor eléctrico Ricardo Buitrón, el consumo nacional ya bordea los 4 000 MW, frente a los 3 500–3 600 MW registrados a finales de 2024. Esto representa un crecimiento cercano al 10%–11%, uno de los más altos de los últimos años.
Datos de Cenace confirman esta tendencia. En los primeros días de enero de 2026, la demanda media diaria superó los 4 060 MW, superando las proyecciones del Plan Maestro de Electricidad, que estimaban crecimientos de entre 6% y 7%.
El sistema eléctrico ecuatoriano depende principalmente de la generación hidroeléctrica. En la segunda semana de enero de 2026, el aporte hídrico cubrió cerca del 65% de la demanda, casi 20 puntos menos que semanas anteriores, cuando se registró hasta el 82%.
La caída responde a la disminución de lluvias registrada desde diciembre de 2025, especialmente en el Austro. El 12 de enero de 2026, tres centrales del complejo Paute redujeron su operación para preservar el nivel del embalse Mazar.
La cuenca del Paute aporta en promedio el 35% de la energía del país. En diciembre, los caudales se ubicaron en niveles similares a los del estiaje de octubre de 2024, cuando se produjeron cortes eléctricos.
Sin embargo, la ministra de Energía, Inés Manzano, ha insistido en que no habrá cortes de luz, pese a la escasez de lluvias.
Marcelo Cabrera, docente de la UIDE, advierte que Ecuador enfrenta un déficit eléctrico de 866 MW. Para cubrirlo, las termoeléctricas funcionan a plena capacidad y se importa energía desde Colombia, aunque la vulnerabilidad aumenta si la sequía se intensifica.
Cabrera enfatiza la necesidad de diversificar la matriz energética a largo plazo con fuentes solar, eólica, geotérmica y nuclear, así como promover el ahorro y la eficiencia energética en hogares, empresas e instituciones para reducir el riesgo de apagones.
Actualmente, Ecuador dispone de aproximadamente 1 250 MW de generación térmica firme, incluidos 300 MW de barcazas alquiladas. A esto se suman entre 350 y 450 MW de energía importada desde Colombia y cerca de 2 400 MW de generación hidroeléctrica.
Esta combinación apenas alcanza para cubrir los 4 000 MW de demanda, dejando un margen mínimo frente a fallas técnicas, mantenimientos no programados o nuevas reducciones de caudales.
Los informes de Celec y Cenace coinciden en que el país necesita al menos 430 MW adicionales de generación firme para el estiaje 2025–2026. A mediano plazo, el sistema debería incorporar cerca de 300 MW por año para acompañar el crecimiento de la demanda.
Aunque el Gobierno declaró prioritaria la atención al sector eléctrico y avanzó en medidas de emergencia, la brecha entre megavatios disponibles y consumo persiste. La solución estructural sigue siendo la ejecución del Plan Maestro de Electricidad, con nuevas centrales, refuerzo de la transmisión y una matriz más diversificada.
Información externa: Cenace
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Informes técnicos del Operador Nacional de Electricidad (Cenace) y de la Corporación Eléctrica del Ecuador (Celec EP) advierten que el país enfrenta un desfase entre la incorporación de nuevos megavatios y el consumo real de energía, especialmente durante períodos de estiaje.
Más megavatios, pero insuficientes para la demanda en Ecuador
El Gobierno del presidente Daniel Noboa informó que en 2025 se recuperaron 280,1 megavatios (MW) de generación eléctrica, como parte del plan para reforzar el sistema. De ese total, 250,1 MW corresponden a centrales rehabilitadas por Celec.
Uno de los últimos proyectos fue la recuperación de la central termoeléctrica Álvaro Tinajero, de 30 MW, que estuvo fuera de operación durante ocho años. La rehabilitación demandó una inversión aproximada de 6 millones de dólares y forma parte del Plan de Recuperación del Parque Termoeléctrico.
Para 2026, el Ejecutivo prevé incorporar 154,46 MW adicionales. Sin embargo, los informes técnicos coinciden en que este aumento no compensa el crecimiento acelerado del consumo eléctrico.
- Le puede interesar: ¿La Corte Constitucional frenó la inversión privada en energía?; así responde a cuestionamientos
La demanda crece más rápido de lo previsto
La demanda eléctrica del país crece alrededor del 4% anual, impulsada por el crecimiento poblacional, la actividad económica y las altas temperaturas. No obstante, desde finales de 2025 el incremento ha sido mucho mayor.
Según el consultor eléctrico Ricardo Buitrón, el consumo nacional ya bordea los 4 000 MW, frente a los 3 500–3 600 MW registrados a finales de 2024. Esto representa un crecimiento cercano al 10%–11%, uno de los más altos de los últimos años.
Datos de Cenace confirman esta tendencia. En los primeros días de enero de 2026, la demanda media diaria superó los 4 060 MW, superando las proyecciones del Plan Maestro de Electricidad, que estimaban crecimientos de entre 6% y 7%.
Dependencia hidroeléctrica y riesgo climático
El sistema eléctrico ecuatoriano depende principalmente de la generación hidroeléctrica. En la segunda semana de enero de 2026, el aporte hídrico cubrió cerca del 65% de la demanda, casi 20 puntos menos que semanas anteriores, cuando se registró hasta el 82%.
La caída responde a la disminución de lluvias registrada desde diciembre de 2025, especialmente en el Austro. El 12 de enero de 2026, tres centrales del complejo Paute redujeron su operación para preservar el nivel del embalse Mazar.
La cuenca del Paute aporta en promedio el 35% de la energía del país. En diciembre, los caudales se ubicaron en niveles similares a los del estiaje de octubre de 2024, cuando se produjeron cortes eléctricos.
Sin embargo, la ministra de Energía, Inés Manzano, ha insistido en que no habrá cortes de luz, pese a la escasez de lluvias.
Un sistema que opera al límite
Marcelo Cabrera, docente de la UIDE, advierte que Ecuador enfrenta un déficit eléctrico de 866 MW. Para cubrirlo, las termoeléctricas funcionan a plena capacidad y se importa energía desde Colombia, aunque la vulnerabilidad aumenta si la sequía se intensifica.
Cabrera enfatiza la necesidad de diversificar la matriz energética a largo plazo con fuentes solar, eólica, geotérmica y nuclear, así como promover el ahorro y la eficiencia energética en hogares, empresas e instituciones para reducir el riesgo de apagones.
Actualmente, Ecuador dispone de aproximadamente 1 250 MW de generación térmica firme, incluidos 300 MW de barcazas alquiladas. A esto se suman entre 350 y 450 MW de energía importada desde Colombia y cerca de 2 400 MW de generación hidroeléctrica.
Esta combinación apenas alcanza para cubrir los 4 000 MW de demanda, dejando un margen mínimo frente a fallas técnicas, mantenimientos no programados o nuevas reducciones de caudales.
La brecha que sigue abierta
Los informes de Celec y Cenace coinciden en que el país necesita al menos 430 MW adicionales de generación firme para el estiaje 2025–2026. A mediano plazo, el sistema debería incorporar cerca de 300 MW por año para acompañar el crecimiento de la demanda.
Aunque el Gobierno declaró prioritaria la atención al sector eléctrico y avanzó en medidas de emergencia, la brecha entre megavatios disponibles y consumo persiste. La solución estructural sigue siendo la ejecución del Plan Maestro de Electricidad, con nuevas centrales, refuerzo de la transmisión y una matriz más diversificada.
Información externa: Cenace
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