Ecuador, un año después de la crisis eléctrica: ¿se pueden evitar nuevos apagones?

Septiembre de 2024 marcó una de las peores crisis energéticas del Ecuador en décadas. Hogares y las empresas sufrían racionamientos del servicio de entre cinco y 14 horas diarias. En las calles se escuchaba el ruido de los generadores eléctricos de los negocios y muchas familias buscaban baterías externas para cargar sus dispositivos para trabajar o estudiar. Las rutinas laborales y familiares giraban alrededor de cronogramas de cortes que se extendieron hasta diciembre.

El país sufrió las consecuencias de un estiaje histórico —el más severo en 60 años en la región— y de su alta dependencia de la energía hidroeléctrica, sumada a años de falta de mantenimiento e inversión en fuentes alternativas. El propio presidente Daniel Noboa dijo ante la ONU que el “caos era peor de lo esperado”.

Esta crisis energética le costó al Ecuador cerca de US$1.916 millones sobre todo por pérdidas en los sectores de comercio, manufactura y servicios, y fue una de las causas más fuertes para la caída del 2% del Producto Interno Bruto (PIB) en 2024, según el Banco Central.

Ver más: PIB del Ecuador cayó 2% en 2024: crisis energética e inseguridad golpearon a la economía

Un año después, el Gobierno asegura que no habrá apagones y, efectivamente, hasta esta fecha no se han dado cortes de luz ni racionamientos del suministro. Además, el Instituto Nacional de Meteorología e Hidrología (Inamhi) proyecta que la disminución de lluvias no sería tan drástica como el año pasado.

Sin embargo, expertos consultados por Bloomberg Línea coinciden en que el riesgo de los apagones está presente. A su criterio, las soluciones estructurales para el sistema eléctrico del país no han llegado y “el país vive al límite”, señalan.

Un estiaje menos severo, pero con riesgos latentes

La sequía de 2024 fue severa para la parte norte y centro de Sudamérica debido a una fuerte reducción de lluvias durante varios periodos. Los embalses del Ecuador llegaron a niveles críticos, casi cerca del límite para dejar de operar. Pero en 2025, las lluvias han ayudado a mantener la humedad y a sostener los niveles de los embalses.

“Eso ha sido positivo porque los caudales y los embalses todavía se encuentran en condiciones óptimas en el Ecuador y en esta parte de la región continental”, explica Vladimir Arreaga, director de Pronósticos y Alertas del Inamhi, a Bloomberg Línea.

Los análisis del instituto también indican que la reducción de lluvias para los tres próximos meses no sería tan severa como el año anterior. En la región Amazónica, de hecho, no se espera una ausencia completa de precipitaciones y en los últimos días se han emitido alertas de intensidad variable en esta zona.

“Nos da tranquilidad porque no esperaríamos condiciones muy secas durante los próximos meses”, señala Arreaga. El especialista agrega que estos pronósticos son similares en países como Colombia, Perú y Brasil.

Si bien la naturaleza favorece este año al Ecuador para la generación eléctrica, el Inamhi mantiene su recomendación de que el país debe diversificar sus fuentes de generación. Actualmente, alrededor de un 80% de la energía del país proviene de fuentes hídricas. “La variabilidad climática, el cambio climático, justamente estos patrones de sequía o inundaciones podrían comenzar a ser más frecuentes”, alerta Arreaga.

El directivo apunta que para este año será determinante la gestión estratégica de las hidroeléctricas y del agua almacenada en los embalses para garantizar la generación de energía.

Ver más: Ecuador se debate entre su gran potencial energético y un sistema atado a subsidios

La demanda de energía va en aumento

El déficit de energía eléctrica durante el estiaje de 2024 fue de aproximadamente 1.000 MW de una demanda de 3.600 MW. “Esos 1.000 MW no pudieron ser atendidos por el equipamiento disponible en ese momento”, explica el consultor energético Ricardo Buitrón.

En condiciones normales, ese déficit pudo haberse cubierto por dos vías principales: generación térmica y la importación de energía desde Colombia. Sin embargo, estas no se pudieron cumplir al 100%.

Por un lado, dice Buitrón, faltó gestión gubernamental para poner a punto el parque térmico del país: de los 2.000 MW disponibles en las centrales térmicas, solo se generaban 800 MW. Y por el otro lado, la importación de energía a Colombia no se pudo dar en su totalidad porque el estiaje también afectó fuertemente al país vecino.

Actualmente, el Sistema Nacional Interconectado (SNI) cuenta con 7.500 MW instalados, a los que se han adicionado 300 MW por la contratación de barcazas de generación eléctrica por parte del gobierno desde el año pasado y 200 MW por la puesta en marcha de la hidroeléctrica Toachi Pilatón a inicios de este año.

Ver más: Ecuador apagado: ¿cómo impactaron los cortes de luz a las empresas y la economía nacional?

Por el otro lado, la demanda actual de energía se ubica en los 4.393 MW, según las cifras del Operador Nacional de Electricidad (Cenace) del 3 de septiembre de 2025, por lo que en estos momentos habría un excedente, aunque no toda la capacidad instalada está disponible al mismo tiempo.

Sin embargo, este panorama puede cambiar en la temporada de sequía pues las hidroeléctricas son responsables de la generación de cerca de 5.200 MW. Por su ubicación geográfica frente a las vertientes del Pacífico, el estiaje afecta a gran parte de las centrales entre los meses de octubre y marzo.

Todo depende de qué tan severa sea la sequía y he ahí la fragilidad del sistema eléctrico del Ecuador. “Dependemos del clima, de cómo se presenten los caudales en las diferentes cuencas y en las centrales hidroeléctricas”, dice Buitrón.

Según las proyecciones realizadas en enero por Cenace, la demanda promedio para este año se ubicaría alrededor de los 4.000 MW, es decir, 400 MW más que en 2024.

Buitrón indica que en un escenario optimista en el que las barcazas alquiladas por el gobierno generen 300 MW y la hidroeléctrica Toachi Pilatón aporte con 100 MW de los 200 MW que tiene capacidad, considerando un estiaje poco severo, se habrían incorporado 400 MW. “Quiere decir que, si es que el estiaje es tan severo como el año anterior, tendríamos los mismos 1.000 MW de déficit”, dice el experto.

Por el contrario, si el estiaje no es tan severo como en 2024 y si se mantiene la importación de energía desde Colombia que puede ser de hasta 450 MW, “estamos en los límites para el suministro de energía eléctrica”, alerta.

Soluciones inmediatas, pero ¿a largo plazo?

El gobierno de Daniel Noboa ha reiterado en múltiples ocasiones que no habrá apagones este año. La vocera del presidente, Carolina Jaramillo, explicó el 16 de junio de 2025 que el Gobierno ejecuta un plan para enfrentar el estiaje de este año y para modernizar el Sistema Nacional de Transmisión en el mediano y largo plazo.

Jaramillo señaló que para este año se incorporarían 970,5 MW de “energía firme”, es decir, que “no dependen del clima”. Para 2026 se prevé la instalación de 403 MW y otros 600 MW en 2027.

En el largo plazo, Jaramillo agregó que hay un potencial identificado de 12.132 MW y “todavía un potencial por explorar que alcanza 36.200 MW”. A esto se suma el plan de tener interconexión eléctrica con Perú y otros proyectos de generación.

Asimismo, la ministra de Energía y Ambiente, Inés Manzano, ha reconfirmado la disponibilidad de energía eléctrica para este año. Ha destacado, sobre todo, que Mazar, el embalse más importante para el sector eléctrico, se encuentra en su nivel máximo de almacenamiento de agua, es decir, 2.153 metros sobre el nivel del mar. En los momentos más críticos del año pasado este se ubicó bajo los 2.110 metros, cerca del límite para dejar de operar.

No obstante, Buitrón recalca que este embalse “no puede resolver todo porque tiene una capacidad limitada” y en época de estiaje, las reservas empiezan a reducirse y agrega que los caudales ya han empezado a reducirse.

Otros elementos que Manzano ha mencionado como favorables para evitar apagones son los caudales óptimos de los ríos, la operación normal de Coca Codo Sinclair, el mantenimiento continuo de las líneas de transmisión y distribución, entre otros.

Ver más: Coca Codo Sinclair, la principal hidroeléctrica de Ecuador, en riesgo de hundirse en un socavón

Procesos irregulares generan dudas

Las acciones del Gobierno no se han librado de irregularidades y es por ello que los anuncios no terminan de convencer a los expertos del sector.

Durante la crisis del año pasado se contrató a las empresas Progen Industries LLC y Austral Technical Management para la generación de energía térmica. La falta de transparencia en estas contrataciones y el incumplimiento del contrato obligaron a la fiscalización por parte de la Contraloría General del Estado.

La entidad determinó un prejuicio de US$100 millones para el Estado ecuatoriano por parte de Progen y cerca de US$40 millones por Austral. Mientras la disputa legal continúa, Jaramillo ha minimizado el impacto de estos contratos, de los que se esperaba 241 MW, diciendo que no son indispensables para la generación eléctrica.

Ver más: Gobierno Noboa descarta apagones en 2025 en Ecuador y dice que energía no depende de Progen

Por otra parte, para este año estaba prevista la contratación de turbinas termoeléctricas con capacidad instalada prevista de 260 MW en la central térmica de Pascuales. Sin embargo, el concurso público fue declarado desierto por no contar con una empresa que cumpla los requisitos requeridos e inmediatamente se inició un proceso para acudir a energía flotante.

Actualmente el país cuenta con tres barcazas, de 100 MW cada una, pertenecientes a la empresa turca Karpowership con contratos de operación entre seis y 18 meses:

• Emre Bey: 519.342 MW generados desde septiembre de 2024
• Murat Bey: 173.440 MW generados desde enero de 2025
• Erin Sultán: 66.995 MW generados desde marzo de 2025

“Lamentablemente, las acciones emprendidas por el gobierno no satisfacen y, a puertas del estiaje, no tenemos la capacidad necesaria para responder”, apunta Marco Acuña, coordinador ejecutivo del Consejo Consultivo de Ingenierías y Economía (CCIE).

A su criterio, los mantenimientos a las centrales hidroeléctricas y, sobre todo de las térmicas, no han sido suficientes y no se han cumplido con los cronogramas establecidos. “Hay muchos de estos generadores que están siendo afectados su vida útil por no hacer los mantenimientos requeridos en el tiempo requerido”.

Acuña explica que en 2018 el país contaba con una capacidad de 2.400 MW para generación térmica. Pero debido a la falta de inversión y mantenimiento, en el estiaje del año pasado solo se disponía 650 MW. En este último tiempo solo se han recuperado 350 MW, por lo que hasta el momento no se han alcanzado condiciones óptimas para que la energía térmica cubra el déficit nacional en las temporadas más críticas.

¿Qué está pendiente?

Con miras al futuro, la lista de pendientes es larga. Acuña considera indispensable rehacer el Plan Maestro de Electrificación. Al plan vigente “le han metido tanta mano” y no corresponde a la realidad del país, apunta.

Ver más: Ecuador anuncia que alista 12 proyectos de energía renovable con apoyo del BID

Otra necesidad fundamental es el fortalecimiento de la institucionalidad del Ministerio de Energía y de las agencias de control del sistema eléctrico. El especialista señala que el rol del ministerio se ha debilitado en los últimos años con el afán de incrementar la participación del sector privado en la generación eléctrica.

Ejemplifica que “en el gobierno del expresidente Guillermo Lasso (2021-2023) se entregaron 12 concesiones, de las cuales, hasta el día de hoy ninguna ha producido un solo megavatio, ni siquiera están en construcción”. No se opone a la participación del sector privado, que ya genera el 10% de la energía en el país, pero enfatiza en la necesidad de procesos ordenados, normas claras y controles rigurosos para que su participación sea eficiente para todas las partes.

En ese sentido, critica la más reciente fusión del Ministerio de Energía con la cartera de Ambiente: “Debe existir un ministerio que haga las políticas públicas de forma planificada y que no sean mediante anuncios esporádicos”.

Acuña también menciona que se debe atender las pérdidas de energía, técnicas y no técnicas, del sistema eléctrico. Según sus datos, estas pérdidas eran del 12% en 2018, “pero ahora pueden llegar al 30% en ciertos sectores”. Esto también se debe a falta de mantenimientos y de sistemas para evitar pérdidas, fallas en la facturación, gestiones de cobro, conexiones ilegales, entre otros factores.

Y la lista puede continuar, pero el llamado de los especialistas es a atender el sistema eléctrico del país de una manera integral para no afectar las condiciones de vida de la población. Ricardo Buitrón concluye que en los años 90 se calculaba que un kilovatio no generado equivale a un dólar menos en la economía. Ahora estima que podría haberse incrementado hasta US$2,50.