Ecuador comenzó 2026 sin apagones, pero también sin margen de error. La combinación de menor disponibilidad hídrica, generación pendiente y una demanda que no deja de crecer vuelve a poner al sistema eléctrico nacional en una zona de riesgo, incluso sin una sequía extrema declarada.
Los datos técnicos del Cenace muestran que el país arrastra un déficit estructural de 866 megavatios (MW) de generación firme, una brecha que limita la capacidad de respuesta ante el estiaje y obliga a operar con reservas mínimas.
Un embalse clave que empieza a ceder
El Embalse de Mazar, principal regulador del complejo hidroeléctrico más importante del país, cerró diciembre con una caída acumulada de 14 metros en su nivel. Aunque todavía no alcanza su cota crítica, la tendencia descendente coincide con la ausencia de lluvias en el Austro y con el inicio del período seco.
Mazar no es un embalse más: regula la operación del complejo Paute–Sopladora–Mazar, responsable de casi cuatro de cada diez megavatios que consume Ecuador. Por eso, cualquier variación sostenida en su nivel impacta de forma directa en la seguridad del suministro.
Menos agua, más presión térmica
En cuestión de semanas, la matriz eléctrica cambió de forma acelerada. La generación hidroeléctrica pasó de representar más del 80% a poco más del 60%, empujando al sistema a depender de termoeléctricas antiguas y de importaciones desde Colombia para cubrir los picos de consumo.
Ese giro expone una debilidad conocida: gran parte del respaldo térmico del país opera más allá de su vida útil, con unidades que superan los 40 y hasta 50 años de funcionamiento, lo que incrementa el riesgo de fallas imprevistas justo cuando más se las necesita.
La brecha que sigue abierta
El problema no es nuevo, pero sí persistente. Los planes oficiales establecían la necesidad de incorporar 1.510 MW para cubrir los ciclos secos recientes. Sin embargo, menos de 600 MW se han sumado efectivamente al sistema, dejando al país por debajo de los niveles técnicos de reserva recomendados.
A esto se suma el retraso de proyectos estratégicos adjudicados a Progen y Austral, que debían aportar más de 240 MW y que, hasta ahora, no han entrado en operación.
Demanda en ascenso y poco margen
Mientras la oferta avanza con dificultad, el consumo sigue creciendo. Solo en diciembre de 2025, la demanda promedio rozó los 4.000 MW, cerca de un 10% más que el año anterior. Para 2026, el incremento proyectado ronda los 330 MW, una presión adicional sobre un sistema que ya opera ajustado.
Las proyecciones oficiales indican que, de mantenerse este escenario, Ecuador seguirá dependiendo de energía importada, principalmente desde Colombia, al menos durante los meses más críticos del estiaje.
Gobierno descarta apagones, técnicos advierten vulnerabilidad
Desde el Ejecutivo, el mensaje es de tranquilidad. La ministra de Energía, Inés Manzano, ha reiterado que no existen condiciones para cortes programados, mientras que el presidente Daniel Noboa respalda esa postura.
No obstante, los propios escenarios técnicos reconocen que el sistema opera sin colchón. Si las lluvias no se normalizan o si falla parte del parque térmico, el riesgo de déficit —aunque moderado en 2026— no desaparece y aumenta en los años siguientes.
Una calma frágil
Ecuador no vive hoy una crisis eléctrica abierta, pero sí una estabilidad condicionada. La combinación de embalses en descenso, generación pendiente, equipos envejecidos y mayor consumo deja claro que el país sigue dependiendo de factores externos —el clima y la energía importada— para evitar nuevos apagones.
La luz sigue encendida, pero el sistema camina al filo.
