Ecuador entra al estiaje 2026 con El Niño en alerta roja y riesgo para las cuencas que sostienen la generación eléctrica

Para entender

• El estiaje comienza este 1 de septiembre y se extendería hasta marzo de 2027; en agosto, las hidroeléctricas todavía cubrían el 76% de la demanda nacional.
• El plan oficial ante El Niño advierte que el déficit hídrico puede reducir los caudales de las cuencas del Paute y otras zonas de la Sierra y Amazonía vinculadas a la generación hidroeléctrica.
• CENACE proyecta que noviembre será el mes más exigente: en un escenario hidrológico desfavorable podría faltar el equivalente a 450 MW, aunque su escenario base incorpora nueva generación que todavía registra retrasos.

Ecuador entra este martes 1 de septiembre en el período de estiaje, justo cuando el país mantiene una alerta roja por el fenómeno de El Niño.

La combinación vuelve a poner el agua de las principales cuencas hidroeléctricas en el centro de la seguridad eléctrica: si los caudales caen más de lo previsto, el sistema tendrá que compensar con generación térmica, importaciones y nueva capacidad que todavía no está completamente disponible.

El riesgo está identificado en documentos oficiales, pero eso no significa que Ecuador esté ante nuevos apagones inevitables. El Operador Nacional de Electricidad (CENACE) calcula que, para el período octubre de 2026-marzo de 2027, la probabilidad de que exista un déficit de energía en al menos uno de los meses es de 2%, bajo las condiciones y supuestos de su Plan de Operación del Sistema Nacional Interconectado.

Al mismo tiempo, el operador advierte que noviembre podría registrar un déficit de hasta 330,65 GWh, equivalente a unos 450 MW de potencia, en un escenario hidrológico desfavorable.

La diferencia entre esos dos datos es importante: 450 MW no es una predicción de apagones, sino una estimación de déficit bajo un escenario hidrológico adverso. Además, el cálculo de CENACE supone que el Gobierno incorpora 1.092,1 MW de nueva generación entre junio de 2026 y agosto de 2027. El propio operador advierte que retrasos o reprogramaciones reducirían los márgenes de confiabilidad.

El Niño no significa más agua para todas las hidroeléctricas

El principal riesgo climático para el sector eléctrico está en una característica poco intuitiva de El Niño en Ecuador: el fenómeno puede producir lluvias intensas e inundaciones en la Costa y, al mismo tiempo, condiciones secas en sectores de la Sierra y la Amazonía.

El Plan de Acción Nacional ante El Niño 2026-2027, elaborado por la Secretaría Nacional de Gestión de Riesgos, señala que la alteración de los patrones atmosféricos puede generar déficit hídrico en la Sierra y Amazonía.

Para las cuencas interandinas de los ríos Chambo, Paute y Jubones, el documento prevé posibles disminuciones de los caudales base y afectaciones a sistemas destinados al consumo humano, riego y generación hidroeléctrica. La magnitud del impacto dependerá, entre otros factores, de la capacidad de almacenamiento y regulación de los embalses.

El mismo plan establece que el sector de servicios básicos debe monitorear específicamente la reducción de aportes hídricos en las cuencas vinculadas a la generación hidroeléctrica y evaluar los efectos que una menor disponibilidad de agua pueda tener sobre la continuidad de los servicios estratégicos.

Esto explica por qué el problema energético de El Niño no se puede medir solamente mirando las lluvias de Guayaquil o de la Costa. Las centrales que concentran una parte decisiva de la generación están vinculadas a cuencas de la vertiente oriental de los Andes.

Paute y Coca Codo concentran una parte decisiva del riesgo

El Complejo Hidroeléctrico Paute Integral —Mazar, Molino y Sopladora— suma 1.757 MW de capacidad instalada. CELEC lo considera una infraestructura estratégica y señala que el embalse de Mazar constituye la mayor reserva energética del país.

La otra gran pieza es Coca Codo Sinclair, con 1.500 MW instalados. En conjunto, las centrales de Paute y Coca Codo representan una parte sustancial de la capacidad que permite al país cubrir su demanda cuando las condiciones hidrológicas son favorables.

El problema es que el estiaje reduce precisamente el recurso que necesitan estas centrales: agua que llegue a sus captaciones y embalses.

El comportamiento de Mazar muestra por qué el nivel del embalse será uno de los indicadores que habrá que seguir durante los próximos meses. El 17 de agosto su cota estaba en 2.150,7 metros sobre el nivel del mar y para las 17:00 del 28 de agosto había descendido a 2.147,2 metros. Todavía estaba lejos de la cota crítica de 2.115 metros, el nivel que en episodios anteriores estuvo asociado a una situación mucho más delicada para el sistema.

Hay, por tanto, una diferencia entre entrar al estiaje con reservas y tener garantizado el abastecimiento durante todo el período seco. El primero es un dato actual; el segundo dependerá de cómo evolucionen los caudales, la demanda, la disponibilidad de las centrales y el ingreso de nueva generación.

El sistema todavía depende de la generación hidráulica

Entre el 1 y el 19 de agosto, antes del inicio del estiaje, la generación hidroeléctrica representó el 76% de la demanda eléctrica de Ecuador. La generación termoeléctrica aportó otro 20,4%, mientras el resto correspondió a importaciones y fuentes no tradicionales.

Ese dato muestra la dimensión del desafío: cuando disminuya el aporte de los ríos, el sistema tendrá que reemplazar una parte de esa generación.

La generación térmica es el principal respaldo interno, pero su capacidad y disponibilidad también son limitadas. CELEC ha acelerado mantenimientos y procesos de contratación para incorporar generación adicional. En julio, por ejemplo, terminó antes de lo previsto el mantenimiento de una unidad de 85 MW de Mazar, que volvió al sistema el 26 de julio.

La empresa también informó que trabaja en mantenimientos de centrales térmicas para recuperar capacidad antes del período más exigente.

El problema es que la nueva generación prevista por el Gobierno no avanza toda al ritmo que requiere el escenario de CENACE. Hasta el 5 de agosto solo se habían adjudicado 105 MW de generación termoeléctrica dentro de los procesos considerados para reforzar el sistema, aunque todavía no se habían firmado los contratos.

El viceministro de Electricidad, Javier Medina, reconoció además que los retrasos hacen probable que hasta diciembre ingresen entre 50 y 85 MW de nueva generación termoeléctrica alquilada, una cantidad menor a los aproximadamente 490 MW que CENACE considera necesarios para llegar a noviembre con el margen previsto en su escenario de operación.

Colombia vuelve a ser un respaldo, pero no una garantía

Ecuador también ha retomado la importación de electricidad desde Colombia. El intercambio volvió a operar el 5 de agosto, después de siete meses de suspensión, y la capacidad máxima de la interconexión es de unos 450 MW.

En los últimos días de agosto, esa dependencia comenzó a hacerse visible: entre el 23 y el 27 de agosto Ecuador compró 301,5 MW de electricidad a Colombia, según datos de CENACE.

Pero hay una vulnerabilidad adicional. Colombia también está expuesta a las condiciones hidrológicas y al fenómeno de El Niño. Por eso, Ecuador no puede considerar esas importaciones como una fuente garantizada durante todo el período seco. Si la disponibilidad colombiana disminuye al mismo tiempo que cae la generación hidroeléctrica ecuatoriana, el margen de maniobra del sistema se estrecha.

La demanda crece mientras llega la época seca

La oferta no es el único problema. La demanda eléctrica también está aumentando.

El 13 de agosto, Ecuador registró un pico de demanda de 5.625 MW. El promedio nacional de 2026 se ubicaba alrededor de 4.323 MW hasta ese momento. Además, los máximos registrados en junio y julio ya habían superado las proyecciones que el Plan Maestro de Electricidad contemplaba para este año.

El escenario puede complicarse hacia finales de año por dos razones: el aumento habitual del consumo en la Costa durante los meses más cálidos y la mayor demanda asociada a las fiestas de diciembre. CENACE también advierte que un crecimiento de la demanda superior al previsto podría generar restricciones adicionales.

El resultado es una ecuación sencilla, pero difícil de resolver: menos agua puede significar menos generación hidroeléctrica; más demanda exige más generación; y la nueva capacidad que debería cubrir parte de esa diferencia todavía tiene retrasos.

Cuatro variables todavía abiertas

Son las piezas que pueden cambiar la lectura del riesgo durante los próximos meses.

¿Cuánta agua llegará a las cuencas?

El comportamiento de los caudales durante septiembre y octubre será una de las primeras señales para saber si el escenario hidrológico desfavorable de noviembre gana relevancia. El plan oficial identifica un posible déficit hídrico en cuencas de la Sierra y Amazonía, pero la magnitud del impacto dependerá de cómo evolucionen las condiciones y de la regulación de los embalses.

¿Cómo evolucionará el nivel de Mazar?

El 28 de agosto de 2026, a las 17:00, Mazar estaba en 2.147,2 metros sobre el nivel del mar. La nota identifica 2.115 metros sobre el nivel del mar como una cota crítica asociada a episodios anteriores. Lo que todavía no puede saberse es cómo evolucionará esa reserva durante todo el período seco.

¿Cuánta generación nueva estará realmente disponible?

El escenario de CENACE incorpora 1.092,1 MW de nueva generación entre junio de 2026 y agosto de 2027, pero la nota señala retrasos en su incorporación. El viceministro de Electricidad estimó que hasta diciembre podrían ingresar entre 50 y 85 MW de generación termoeléctrica alquilada. La disponibilidad efectiva será determinante para el margen del sistema.

¿Seguirá Colombia disponible como respaldo?

Ecuador retomó las importaciones desde Colombia el 5 de agosto de 2026 y entre el 23 y el 27 de agosto compró 301,5 MW. Sin embargo, Colombia también está expuesta a condiciones hidrológicas y a El Niño. Por eso, la disponibilidad de esas importaciones durante todo el estiaje no está garantizada.

Fuentes: CENACE; CELEC; Plan de Acción Nacional ante El Niño 2026-2027, Secretaría Nacional de Gestión de Riesgos.

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