La situación eléctrica de Ecuador en noviembre de 2026

Ecuador funciona sobre todo con agua. El 5 de noviembre, las centrales hidroeléctricas aportaron el 74% de los 100.684 MWh entregados en la red nacional y las térmicas el 25%. Las importaciones desde Colombia sumaron 108 MWh, alrededor de una décima del uno por ciento, según el operador de la red, el CENACE.

La única gran reserva de agua del sistema para el estiaje es el embalse de Mazar, en la cabecera de la cascada del Paute, cuyas centrales han aportado entre el 35% y el 40% de la electricidad del país durante cuatro décadas. A la medianoche del 6 de noviembre, Mazar estaba en 2.127,13 m sobre el nivel del mar, 12 m por encima de los 2.115 m que sus operadores tratan como piso. Su punto más bajo del año fue 2.120,95 m, el 20 de octubre. Subió 5,3 m entre el 28 de octubre y el 4 de noviembre y desde entonces vuelve a bajar: el 6 de noviembre la cascada promedió 743 MW, unos 268 MW más de lo que el caudal de ese día podía sostener por sí solo (CELEC Sur).

En la misma fecha de 2023 el embalse estaba en 2.116,75 m, y en 2024 en 2.114,24 m; ambos fueron años de racionamiento. En 2025, cuando no lo hubo, estaba casi lleno, en 2.153,86 m.

El agua por encima de 2.115 m el 6 de noviembre, unos 59 hm³, equivale a unos 164 GWh a través de la cascada, menos de dos días de demanda nacional. El embalse lleno guarda unos 836 GWh, algo más de ocho días (informe anual del CENACE).

El piso de 2.115 m es una práctica de operación que aleja los sedimentos de las turbinas de Mazar, no una cota en la que la generación deba detenerse. En 2024 el embalse pasó 67 días por debajo de ella, y la central de Mazar generó en 44 de ellos. Los caudales de los seis primeros días de noviembre fueron casi normales: el 95% del promedio de noviembre en Mazar y el 96% en la cuenca del Paute.

La mayor parte de la capacidad hidroeléctrica de Ecuador está en la vertiente oriental, amazónica, de los Andes: 4.308,95 MW en 33 centrales, el 83% del total nacional, según el operador de la red citado por teleSUR. El estiaje de esa vertiente va de octubre a marzo, aproximadamente. La vertiente del Pacífico recibe sus lluvias recién desde diciembre, de modo que de octubre a diciembre ambas están bajas a la vez.

La secuencia se ha repetido en los últimos años. El estiaje vacía Mazar, al parque térmico que debería respaldarlo le faltan unidades en funcionamiento, Colombia tiene poco que vender en la misma sequía y el país raciona. Ocurrió de fines de octubre a diciembre de 2023 (Primicias) y otra vez en 2024, cuando los cortes a los hogares llegaron a 14 horas diarias y el Banco Central estimó el costo en USD 1.916 millones, el 1,4% del PIB (El Universo).

La central más grande del país, Coca Codo Sinclair, de 1.500 MW, está en la misma vertiente y casi no tiene almacenamiento: su embalse guarda unas cuatro horas de agua, así que genera lo que trae el río Coca. El 5 de noviembre el río llevó 184,4 m³/s en la captación y la central promedió 832,3 MW (CENACE); la potencia plena necesita unos 222 m³/s. Los sedimentos la detuvieron 28 veces en 2024 y entre 31 y 33 veces en 2025 (Primicias).

El riesgo mayor está aguas arriba. Desde que la cascada de San Rafael colapsó el 2 de febrero de 2020, unos 20 km aguas abajo de la captación, la erosión regresiva ha ido remontando el cauce hacia ella. Los reportes de CELEC del 15 y el 20 de octubre ubican el frente de erosión en el Km 3+600, a 3,6 km de la captación, donde se mantiene desde agosto de 2025, aproximadamente (CELEC). Avanzó unos 2,5 km en las crecidas de abril y de junio y julio de 2025. Un dique permeable en el Km 7,8, que costó unos USD 19 a 20 millones, quedó parcialmente destruido por una crecida el 21 de mayo de 2026, 38 días después de su inauguración (Primicias). La estructura prevista más cerca de la captación, en el Km 3,0, sigue en diseño.

Las estimaciones sobre cuándo podría llegar la erosión a las obras de captación difieren. El ministro de Energía, Juan Carlos Blum, dijo en junio que los estudios la sitúan allí en 2027 (Primicias). El Cuerpo de Ingenieros del Ejército de Estados Unidos estimó en febrero de 2024 que podría tardar entre dos y cinco años (Primicias). CELEC afirmó en abril de 2025 que la captación no corría riesgo. Si se perdiera la captación, la alternativa es una nueva aguas arriba, en el río Quijos: al menos 18 meses de estudios y tres años de obra, USD 400 a 500 millones o más (unos USD 700 millones según una estimación de CELEC de 2022) y entre un 30% y un 40% menos de agua, según una estimación académica (Primicias). Primicias informó en 2021 que el seguro de la central había dejado de cubrir la erosión en enero de ese año (Primicias).

Las centrales térmicas son el respaldo, y están cerca de su límite. Ecuador tiene 2.386 MW térmicos en el papel, pero unos 1.300 MW en condiciones de operar (La República). El 5 de noviembre promediaron 1.066,9 MW y llegaron a 1.197,89 MW en la media hora de mayor carga, el 91,7% con combustibles líquidos (CENACE). Hasta el 16 de octubre habían generado 6.164 GWh en el año, más que los 5.038,52 GWh de todo 2025 (informe anual del CENACE).

La nueva capacidad llega despacio. De los 1.650 MW de capacidad térmica firme que el Ministerio de Energía pidió a CELEC y a Elecaustro el 28 de julio, unos 1.150 MW de ellos en alquiler, 126,5 MW estaban en operación comercial el 16 de septiembre (Primicias). Lo que parece firme para el resto del año suma unos 110 MW: un alquiler de 45 MW en Santa Elena desde el 12 de noviembre (KCH), 50 MW en Pascuales en diciembre en el mejor de los casos y 15 MW en Jaramijó hacia el cambio de año. Un alquiler de 60 MW en Salitral debía adjudicarse el 4 de noviembre (Primicias). Para diciembre se prevé una barcaza de 260 MW en alquiler, pero hasta mediados de octubre no se habían hecho públicos su operador, su contrato ni su precio (Expreso).

El plan de operación del CENACE para este estiaje, presentado en junio, suponía 1.092,1 MW de capacidad nueva entre junio de 2026 y agosto de 2027, unos 490 MW de ellos para octubre. Aun con ese supuesto, daba una probabilidad del 2% de un déficit de hasta 330,65 GWh en noviembre, unos 450 MW en promedio (Primicias). Solo el crecimiento de la demanda requiere unos 390 MW de capacidad firme nueva al año.

En estiajes anteriores, Colombia vendía electricidad a Ecuador por una interconexión de 450 MW. Este año casi ha dejado de hacerlo. Colombia suspendió las exportaciones el 22 de enero, las reanudó el 5 de agosto y volvió a detenerlas el 7 de septiembre, con la Resolución CREG 101 127, que durante el periodo de riesgo de Colombia solo permite exportar excedentes (CREG, Primicias). Desde entonces Ecuador solo ha comprado bloques de un día, a entre USD 0,52 y 1,13 por kWh. En enero, antes de la suspensión, las importaciones promediaron USD 0,086 por kWh.

La regla sigue vigente hasta que los embalses colombianos, medidos como establece la CREG, superen un umbral fijado por sus curvas, o hasta que la CREG la levante. El 6 de noviembre estaban en el 82,02%, frente a un umbral del 89,00%, según una reconstrucción a partir de los datos publicados por el operador del mercado.

La demanda ha crecido más rápido de lo previsto. Alcanzó un máximo récord de 5.634,85 MW a las 19:30 del 15 de julio, frente a los 5.206 MW que el plan maestro proyectaba como máximo para este año (Primicias). La producción neta fue un 18,8% mayor que un año antes en junio, un 22,2% en julio y un 19,6% en agosto (CENACE): julio promedió unos 4.517 MW, frente a unos 3.696 MW en julio de 2025. Las fuentes revisadas para este artículo no dan una explicación oficial para un crecimiento de esta magnitud.

El máximo de demanda llega entre las 18:00 y las 20:30, después de la puesta del sol; el 5 de noviembre fue de 5.144,88 MW a las 19:30. Las centrales solares aportan energía de día, lo que permite a las hidroeléctricas guardar agua, pero solo aportan capacidad firme en la noche si tienen almacenamiento. El Decreto Ejecutivo 515, publicado el 30 de septiembre, da prioridad a los proyectos renovables con almacenamiento (Metro Ecuador).

El Gobierno ha prometido a los hogares que no habrá cortes y ha cubierto la brecha desconectando a la industria. Un compromiso voluntario de los grandes consumidores desde el 22 de septiembre se convirtió en desconexiones obligatorias de 48 horas el 29 de septiembre (Primicias). Desde el 12 de octubre, unos 9.000 usuarios, 185 clientes de alto voltaje (AV1) y unos 8.900 de medio voltaje, debieron salir de la red 72 horas por semana (Vistazo). Solo 47 de las 185 empresas de alto voltaje pueden generar su propia electricidad (Primicias).

El 22 de octubre, José Julio Neira, secretario general de la Administración Pública, dijo que las desconexiones terminarían el 1 de noviembre (Primicias). El 30 de octubre, en cambio, el Ministerio de Energía y las distribuidoras ordenaron a los usuarios de alto voltaje no tomar energía de la red del 1 al 4 de noviembre. Vistazo informó que el medio voltaje quedaba excluido (Vistazo); El Comercio informó que la orden abarcaba las dos categorías de alto voltaje, AV1 y AV2 (El Comercio). Las fuentes revisadas para este artículo no muestran un cronograma para los días posteriores al 4 de noviembre.

Los hogares no han quedado del todo a salvo. Hubo apagones no programados en partes de Guayas, Guayaquil, el norte de Quito y otras ciudades entre el 12 y el 14 de octubre (Primicias).

La industria, además, paga más. Una tarifa temporal para el consumo de octubre a diciembre promedia USD 0,30 por kWh para los clientes AV1 y USD 0,29 para los AV2, frente a unos USD 0,12 antes (Primicias). El Decreto 32 da a los clientes de alto voltaje 18 meses desde su publicación, el 18 de junio de 2025, para contar con generación propia: el 18 de diciembre de 2026, contado desde el Registro Oficial, aunque la mayoría de la prensa indica el 15 de diciembre (Primicias). Los grupos electrógenos cuestan unos USD 500.000 a 600.000 por MW y tardan seis meses o más en llegar (Primicias).

El Estado también paga. El estudio de costos de ARCONEL para 2026 fija el costo del servicio en 12,833 centavos de dólar por kWh, frente a un precio medio de 10,606 centavos: un déficit de USD 598,29 millones, de los cuales USD 497,48 millones corresponden a 798,5 MW de generación de emergencia alquilada (ARCONEL).

Está en curso un evento de El Niño muy fuerte. El Índice Oceánico de El Niño llegó a +2,46 °C en agosto–octubre (NOAA), y la actualización de octubre de la NOAA dio una probabilidad del 83% de que la temporada de octubre a diciembre alcance lo que llama una intensidad histórica (NOAA). Se prevé que se debilite hacia la primavera boreal: el IRI da una probabilidad de condiciones de El Niño del 90% para abril–junio de 2027 y del 61% para mayo–julio (IRI).

En Ecuador, El Niño significa sobre todo lluvias e inundaciones en la Costa. Su efecto en la vertiente amazónica, donde está la mayor parte de la capacidad hidroeléctrica, es débil e incierto. Un estudio de 2023 de Thielen y colaboradores no encontró ninguna anomalía significativa de lluvia allí en ningún tipo de El Niño extremo, y los segundos años de los eventos de 1997–98 y 2015–16 fueron levemente secos (NHESS). El plan ante El Niño de la Secretaría Nacional de Gestión de Riesgos prevé un marcado déficit hídrico en la Amazonía (SNGR). Con esta evidencia, es poco probable que El Niño alivie a Mazar.

Sí cambia la forma del riesgo para 2027. El frente de erosión de Coca Codo Sinclair se ha movido con las crecidas de la propia temporada lluviosa de la vertiente amazónica, no con El Niño: cinco de sus seis avances desde 2020 ocurrieron en junio o julio (Primicias), y los de 2025 ocurrieron con el Pacífico cerca de la neutralidad. Un 2027 levemente seco significaría menos de las grandes crecidas que mueven el frente, pero también un llenado más débil de los embalses entre abril y septiembre. El plan del CENACE de junio suponía que no habría riesgo de déficit entre octubre de 2027 y marzo de 2028; un llenado seco desharía ese supuesto. Ninguno de los dos casos pone a salvo el frente, porque una sola tormenta puede producir la crecida decisiva.

• La cota de Mazar cada noche, en la página de producción de CELEC Sur. Una caída sostenida hacia 2.115 m antes de las lluvias de diciembre en la vertiente del Pacífico aumentaría la presión para más cortes.
• Si las desconexiones industriales se reanudan después del 4 de noviembre, con qué cronograma y con qué base legal.
• Los 45 MW de Santa Elena desde el 12 de noviembre, la adjudicación de Salitral y la barcaza de diciembre.
• Los embalses de Colombia frente al umbral de la CREG.
• El plazo de autogeneración del Decreto 32, a mediados de diciembre.
• La próxima actualización de la NOAA sobre El Niño, el 12 de noviembre, y los reportes de CELEC sobre el frente de erosión.

Las cotas de los embalses, los caudales y la producción de las centrales provienen de los reportes diarios de operación de CELEC Sur; los valores de 2023 a 2025 provienen de los mismos reportes. Las cifras nacionales de generación, demanda y combustibles provienen de los datos operativos diarios y de los informes mensuales del CENACE. El volumen y la energía por encima de 2.115 m se calculan con la curva cota–volumen de 2013 de CELEC para Mazar, a 2,783 GWh por hm³ a través de la cascada, y la producción tomada del almacenamiento se calcula con los mismos datos; ambas son estimaciones. Se citan notas de prensa cuando son la única fuente pública, y las declaraciones y los pronósticos oficiales se atribuyen a quien los hizo.

Datos al 6 de noviembre de 2026. Las instituciones que publican estas cifras pueden revisarlas.