- Colombia reanudó la venta de electricidad a Ecuador el 16 de octubre de 2026.
- El flujo efectivo llegó a 39 megavatios hora el 19 de octubre, según Cenace.
- La capacidad técnica de intercambio binacional alcanza los 450 megavatios.
- El déficit energético nacional de Ecuador oscila entre 1.000 y 1.200 megavatios.
El suministro eléctrico proveniente de Colombia retornó al sistema interconectado ecuatoriano a partir del 16 de octubre de 2026. Durante la jornada de este 19 de octubre, el flujo reportado por el Operador Nacional de Electricidad (Cenace) registró una entrega sostenida de 39 megavatios hora (MW/h) con corte a las 16:00, confirmando la reactivación paulatina de las transferencias energéticas a través de los enlaces fronterizos de alta tensión.
La reapertura del intercambio comercial y técnico se produce en un momento de máxima exigencia operativa para el Estado ecuatoriano, que enfrenta un prolongado déficit energético estimado entre 1.000 y 1.200 megavatios. Esta brecha estructural ha sido provocada por el severo estiaje que golpea a las principales cuencas hidrográficas del país, particularmente en los complejos hidroeléctricos de Mazar, Paute-Molino y Sopladora, los cuales concentran la mayor capacidad de almacenamiento hídrico y despacho del país.
Aunque la inyección de electricidad procedente de Colombia representa un alivio operativo vital para regular la estabilidad del Sistema Nacional Interconectado (SNI), los volúmenes efectivamente transferidos permanecen sustancialmente por debajo de la capacidad de diseño de la infraestructura binacional construida entre ambas naciones.
Capacidad técnica de transporte y limitaciones del estiaje regional
De acuerdo con registros de la Comisión de Integración Energética Regional (CIER), las líneas de interconexión eléctrica internacional entre Colombia y Ecuador poseen una capacidad física de transferencia de hasta 500 megavatios, de los cuales 450 megavatios corresponden a la capacidad técnica operativa asignada para la exportación directa de energía hacia territorio ecuatoriano. Dicho potencial permitiría abastecer aproximadamente el 10% de la demanda máxima ecuatoriana, que supera habitualmente los 4.500 megavatios en periodos de alto consumo industrial y residencial.
No obstante, las condiciones meteorológicas imperantes en Colombia restringen el volumen de excedentes comercializables. El país vecino afronta también una rigurosa temporada de sequía e hidrología deficitaria vinculada a anomalías climáticas, lo que motivó a sus autoridades a priorizar el abastecimiento del consumo interno, la preservación de los embalses estratégicos y la ejecución de campañas de ahorro de agua y combustibles para generación térmica.
Durante la primera jornada de reapertura, el 16 de octubre, ingresaron al sistema ecuatoriano 130 MW/h, cifra que descendió a un promedio oscilante entre 35 y 39 MW/h durante el inicio de la presente semana. Expertos del sector sostienen que la disponibilidad de potencia desde Colombia mantendrá un carácter variable y dependiente de la evolución climática en las cuencas fluviales colombianas.
Gestión combinada de embalses y medidas económicas complementarias
Pese a que las cifras actuales cubren una fracción moderada del faltante nacional, representantes técnicos del sector eléctrico destacan el valor estratégico de este respaldo exterior. En paralelo a estas gestiones energéticas, el régimen tributario nacional aplicó medidas de alivio fiscal, como evidenció la decisión en la que el SRI extingue 3.231 deudas tributarias en ocho provincias de Ecuador para dinamizar la liquidez de pequeños contribuyentes y unidades productivas.
Especialistas del Colegio de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos de Pichincha (Cieepi) señalan que contar con aportes externos continuos, incluso en magnitudes reducidas, permite a los despachadores de carga optimizar la operación combinada de las turbinas termoeléctricas y proteger los niveles mínimos de seguridad en los reservorios hidroeléctricos como Mazar y Paute-Molino. Esta sincronización técnica contribuye a contener el riesgo de desconexiones no planificadas o colapsos de frecuencia en los nodos troncales.
En el plano normativo y comercial, consultores energéticos sugieren retomar esquemas de contratación a mediano plazo entre los operadores mayoristas de ambos países, asegurando reglas claras y previsibilidad de tarifas conforme evolucionen los planes de contratación de generación flotante y motores térmicos en tierra que ejecuta el Ministerio de Energía y Minas.
Asimismo, los analistas recuerdan que la integración eléctrica andina fue concebida precisamente como un mecanismo de solidaridad y equilibrio estacional, donde la complementariedad de las épocas lluviosas permite mitigar los ciclos secos. La reactivación de estos flujos reafirma la necesidad de fortalecer los acuerdos bilaterales de seguridad energética para dotar de certidumbre a las industrias y los hogares ecuatorianos.
Estrategias de contingencia y perspectivas del abastecimiento nacional
El plan de contingencia del operador estatal incluye además el monitoreo estricto de los caudales de los afluentes tributarios de la central hidroeléctrica Coca Codo Sinclair, la cual ha operado de forma intensiva para compensar la caída de las plantas del Austro. Sin embargo, la acumulación de sedimentos y las fluctuaciones del río Coca imponen paradas programadas de mantenimiento para preservar las turbinas, haciendo que las importaciones de energía cumplan una función de soporte indispensable en horas pico.
El sector empresarial ha reiterado la urgencia de agilizar las autorizaciones para proyectos de autogeneración privada y almacenamiento en baterías a escala industrial. De consolidarse los pronósticos meteorológicos de lluvias dispersas en el callejón interandino hacia finales de mes, el sistema eléctrico podría registrar una recuperación gradual de sus reservas hídricas, permitiendo reducir la dependencia de fuentes de emergencia y estabilizar el costo marginal de la energía en el mercado eléctrico mayorista.
