Ecuador vuelve a asomarse al abismo de los apagones: el país perdió US$568 millones en energía que nunca llegó a cobrarse

Una dependencia estructural que no ha cambiado desde la crisis de 2024

Ecuador depende principalmente de la generación hidroeléctrica, que representa el 69% —cerca de 5.200 megavatios— de los 7.492 megavatios instalados en el Sistema Nacional Interconectado, según Primicias. Esta estructura, según France 24, es la misma que provocó la crisis de 2024, cuando el país sufrió apagones de hasta 14 horas diarias durante varias semanas. Pese a las promesas del presidente Daniel Noboa de que "va a haber constante generación (de energía) en el año 2025 y 2026", el país todavía no diversificó sus fuentes energéticas de forma estructural, y los embalses siguen dando el 70% de la energía, en medio de su vulnerabilidad ante la falta de lluvia en los meses más secos.

Según Primicias, en épocas de lluvia la generación hidroeléctrica puede cubrir entre el 80% y el 90% de la demanda eléctrica del país, equivalente a entre 3.200 y 3.600 megavatios frente a un consumo promedio de 4.200 megavatios que puede llegar a 5.200 megavatios en horas pico. Pero en periodos de sequía severa, esa generación se desploma a cerca de 1.500 megavatios — una caída de más de la mitad de la capacidad de generación disponible, que obliga al país a recurrir a fuentes alternativas de generación considerablemente más costosas y menos eficientes.

El complejo Paute, el corazón vulnerable del sistema

El principal punto de vulnerabilidad del sistema eléctrico ecuatoriano es el complejo hidroeléctrico Paute Integral, conformado por las centrales Mazar (170 megavatios), Molino (1.100 megavatios) y Sopladora (487 megavatios), que en conjunto suman 1.757 megavatios y cubren alrededor del 40% de la demanda nacional, según Expreso. La caída de caudales en este complejo específico ha encendido las alertas más recientes sobre la sostenibilidad del sistema.

La velocidad de deterioro observada durante el estiaje reciente es considerable: según Primicias, en apenas una semana —entre el 23 y el 29 de marzo de 2026— el embalse de Mazar descendió 6,8 metros, mientras el caudal del río Paute cayó a 17,45 metros cúbicos por segundo, muy por debajo del nivel óptimo de 141 metros cúbicos por segundo. Datos de Celec Sur, citados por Expreso, muestran que entre el 1 y el 29 de diciembre de 2025 el caudal que alimenta este complejo pasó de 99,7 a 34,03 metros cúbicos por segundo — una caída de más de dos tercios en menos de un mes.

Un déficit que ya obligó a suspender la compra de energía a Colombia

La magnitud actual del problema quedó cuantificada con precisión por Primicias: Ecuador enfrenta un déficit de al menos 1.000 megavatios y ha dejado de comprar energía a Colombia, en un sistema que opera al límite y con riesgo creciente de nuevos apagones. Este dato es particularmente revelador porque, según Expreso, ante la caída de la cota de Mazar, el país había estado recurriendo de forma sostenida a la importación de electricidad desde Colombia como parte de su estrategia de cobertura de demanda — el hecho de que Ecuador haya dejado de comprar energía a su vecino sugiere que el problema ya no es solo de disponibilidad hídrica interna, sino potencialmente de restricciones en la capacidad de intercambio energético regional o de decisiones de gestión de costos ante un mercado eléctrico regional también bajo presión.

Un informe técnico de la Corporación Eléctrica del Ecuador (Celec), elaborado por delegación del Ministerio de Ambiente y Energía, proyecta que el déficit eléctrico del país podría alcanzar los 1.439,8 megavatios, según Extra — una cifra que, de materializarse en su magnitud completa, representaría un desbalance considerablemente mayor al déficit actual de 1.000 megavatios ya documentado.

Las medidas de emergencia: barcazas turcas y generadores a diésel

Frente a la crisis de 2024, el gobierno ecuatoriano desplegó soluciones de emergencia que, según France 24, buscaban mitigar la escasez del momento sin resolver el problema estructural de fondo. El país lanzó licitaciones para generar más de 750 megavatios adicionales, optando por alquilar barcazas que generan energía con el movimiento de sus turbinas, contratadas con la empresa turca Karpowership, además de contratar motores que funcionan a diésel. El presidente Noboa afirmó que estas medidas permitieron recuperar 500 megavatios de generación termoeléctrica.

Datos más recientes, correspondientes a abril de 2026 y recogidos por Primicias, muestran que el Ministerio de Energía prometió reincorporar al sistema 687 megavatios de centrales termoeléctricas e hidroeléctricas que estaban en mantenimiento, con operación esperada entre marzo y octubre de 2026. El plan también contempla nuevos arrendamientos temporales de generación termoeléctrica por unos 316 megavatios adicionales —sin contar la renovación de las tres barcazas ya contratadas—, que se concretarían hacia agosto de 2026.

El Gobierno insiste en que no hay crisis, pese a los cortes reportados

Existe una tensión notable entre el discurso oficial y los reportes de cortes de servicio experimentados por la ciudadanía. Según Primicias, pese a que el país no tenía suficiente energía para cubrir la demanda en horas pico durante abril de 2026, el Gobierno de Daniel Noboa insistió en que no hay una crisis energética y descartó apagones programados. En el caso de cortes reportados en Quito, la Empresa Eléctrica local aseguró que se debieron a problemas técnicos, no a un déficit generalizado de generación. En Guayaquil, el ministro del Interior, John Reimberg, explicó que los cortes de luz en ciertos sectores de la ciudad, reportados el 19 de marzo de 2026, habían sido ordenados específicamente por autoridades de seguridad, ya que la ciudad se encontraba bajo toque de queda — es decir, atribuidos a una decisión de seguridad pública, no a una limitación técnica del sistema eléctrico.

Las industrias más grandes, obligadas a autogenerar su propia energía

Una de las medidas más directas adoptadas por el Gobierno para aliviar la presión sobre el sistema fue solicitar a los grandes consumidores industriales que activaran sus propias fuentes de respaldo. Según Primicias, a mediados de marzo de 2026 el Gobierno pidió a las cuatro industrias que más energía consumen en el país —integrantes del grupo de Alto Voltaje 2 (AV2), principalmente mineras y acereras— que encendieran sus autogeneradores entre cuatro y seis horas diarias, trasladando de forma directa a estas industrias parte del costo operativo de la escasez de generación nacional, en lugar de imponer cortes programados generalizados a la población.

El hallazgo más revelador: casi 570 millones de dólares en energía que nunca se cobró

Más allá de la crisis de generación por sequía, un informe oficial reveló un problema estructural adicional dentro del propio sistema eléctrico ecuatoriano. Según la Estadística Anual y Multianual del Sector Eléctrico Ecuatoriano 2025, elaborada por la Agencia de Regulación y Control de Electricidad (Arconel) y recogida por Youtopia Ecuador, las pérdidas totales de energía alcanzaron los 5.166,40 gigavatios-hora en 2025, casi el doble de los 2.690,94 gigavatios-hora registrados en 2016. En términos porcentuales, el indicador de pérdidas pasó del 12,21% al 15,86% del total generado en menos de una década.

Considerando un costo promedio de entre 10 y 11 centavos de dólar por kilovatio-hora, estas pérdidas representarían un impacto económico estimado de entre 516 y 568 millones de dólares en un solo año — una cifra equivalente, según el mismo análisis, a casi tres cuartas partes de lo que produce anualmente Coca Codo Sinclair, una de las principales centrales hidroeléctricas del país. Estas pérdidas obligan al sistema eléctrico ecuatoriano a generar más electricidad de la que realmente se consume de forma facturada, agravando la presión sobre un sistema que ya enfrenta un déficit aproximado de al menos 1.000 megavatios.

El costo económico de la crisis de 2024, ya cuantificado oficialmente

El precedente inmediato de la crisis actual —los apagones de hasta 14 horas diarias registrados en 2024— dejó un impacto económico ya cuantificado por las autoridades ecuatorianas. Según el Banco Central del Ecuador (BCE), citado por Youtopia Ecuador, las pérdidas económicas estimadas de esa crisis ascendieron a 1.916 millones de dólares, con un impacto de 1,4 puntos porcentuales sobre el crecimiento económico de ese año — una magnitud considerable que confirma que la inestabilidad energética no es solo un problema de calidad de vida para los ciudadanos ecuatorianos, sino un lastre directo y medible sobre el desempeño macroeconómico del país.

Un debate académico sobre las causas reales de la crisis

Más allá de la explicación climática predominante en el discurso oficial y mediático, existe un debate técnico más profundo sobre las causas estructurales del problema. Un artículo académico publicado en la revista Encuentros, de la Universidad Estatal de Milagro y otras instituciones ecuatorianas, plantea una hipótesis alternativa: que buena parte de los problemas de generación podrían explicarse por fallas técnicas del sistema hidroeléctrico ecuatoriano, más allá de la escasez de lluvias que domina la explicación pública predominante. El estudio señala tres factores de opacidad administrativa: la no correspondencia entre distintas bases de datos oficiales, la ausencia de dominio público de un informe encargado a una empresa alemana de consultoría externa sobre el estado de las principales hidroeléctricas, y la inclusión de seis nuevas pequeñas represas en la contabilidad de capacidad generativa del país — factores que, según los autores, sugieren que la opacidad administrativa podría estar solapando explicaciones alternativas tanto de la crisis energética como de su relación con la deuda externa ecuatoriana.

Qué significa esto para una marca de energía, manufactura o comercio en Ecuador

• La obligación impuesta a las industrias de mayor consumo energético de autogenerar su propia electricidad varias horas al día representa un costo operativo adicional directo para sectores como minería y acería, que cualquier empresa de esos sectores con operación en Ecuador debería incorporar en su planificación financiera de mediano plazo, dado que estas medidas ya se repitieron en dos episodios de crisis distintos (2024 y 2026).
• El hallazgo de que Ecuador perdió más de 500 millones de dólares en energía no facturada durante 2025 representa una oportunidad de negocio concreta para empresas de tecnología de medición inteligente, gestión de redes eléctricas y prevención de pérdidas técnicas y no técnicas, un segmento de infraestructura donde el país claramente necesita inversión y modernización urgente.
• La dependencia de soluciones de emergencia como barcazas turcas y generadores a diésel, que se repiten episodio tras episodio sin resolver el problema estructural, sugiere que Ecuador seguirá siendo un mercado de alto riesgo energético para cualquier inversión industrial intensiva en electricidad, al menos hasta que se materialicen inversiones estructurales en diversificación de la matriz energética más allá de la hidroelectricidad.
• La interrupción de las compras de energía a Colombia es relevante para el sector energético colombiano: cualquier generador o comercializador colombiano que dependa de las exportaciones eléctricas hacia Ecuador como fuente de ingresos debería monitorear de cerca la evolución de esta relación bilateral, que parece estar sujeta a fluctuaciones significativas según las condiciones de ambos sistemas eléctricos.

Fuentes

• Primicias — déficit eléctrico actual de Ecuador, caída del embalse de Mazar en marzo de 2026, medidas de reincorporación de centrales al sistema y obligación de autogeneración para grandes industrias
• Expreso — comportamiento del caudal del complejo Paute durante diciembre de 2025 y estrategia de generación del Cenace ante el estiaje
• France 24 — declaraciones del presidente Daniel Noboa sobre la generación eléctrica en 2025 y 2026, y estructura de dependencia hidroeléctrica del país
• Agencia de Regulación y Control de Electricidad (Arconel), Estadística Anual y Multianual del Sector Eléctrico Ecuatoriano 2025 — pérdidas totales de energía y su impacto económico estimado, vía Youtopia Ecuador
• Banco Central del Ecuador (BCE), vía Youtopia Ecuador — impacto económico de la crisis energética de 2024
• Corporación Eléctrica del Ecuador (Celec) y Ministerio de Ambiente y Energía — proyección técnica del déficit eléctrico para 2026, vía Extra
• Revista Encuentros, Universidad Estatal de Milagro y otras instituciones ecuatorianas — análisis académico sobre posibles fallas técnicas estructurales del sistema hidroeléctrico ecuatoriano

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