- El sistema eléctrico ecuatoriano acumula tres años continuos de déficit hídrico y limitaciones técnicas.
- De las compras de energía a Colombia en 2023 se pasó a normativas de inversión y barcazas en 2024.
- El prolongado estiaje en los ríos de la cuenca oriental mantiene bajo estrés a los complejos hidroeléctricos.
- Las restricciones obligatorias de 2026 alcanzaron esquemas de desconexión forzada para el sector industrial.
El déficit de generación eléctrica que afecta a Ecuador no constituye un problema fortuito ni reciente, sino un proceso de deterioro operativo acumulado que cumple tres años de impacto directo sobre la sociedad y el aparato productivo nacional. Desde los primeros racionamientos masivos decretados en octubre de 2023 hasta las complejas restricciones aplicadas a la industria en octubre de 2026, la crisis energética ha transitado por diversas administraciones gubernamentales sin alcanzar una solución definitiva.
Los antecedentes del problema entre 2023 y 2024
El primer ciclo crítico estalló en el último trimestre de 2023, durante las semanas finales del gobierno de Guillermo Lasso, cuando el severo estiaje en el río Paute y el estancamiento de las inversiones en generación térmica obligaron a programar desconexiones rotativas de hasta cuatro horas. La respuesta inmediata consistió en acordar importaciones de energía con Colombia, mientras la demanda interna continuaba en ascenso.
Con la llegada al poder de Daniel Noboa a finales de 2023, la Asamblea Nacional aprobó por unanimidad la Ley No Más Apagones en febrero de 2024 para incentivar la inversión privada y el autoconsumo industrial. Sin embargo, la naturaleza volvió a imponerse en abril de 2024 con una sequía extrema que redujo el caudal de las represas de Mazar y Sopladora a mínimos históricos, lo que derivó en cortes de hasta ocho horas y en la contratación urgente de soluciones térmicas móviles para paliar el desbalance.
La profundización de la emergencia en el periodo 2025-2026
A pesar de la incorporación de generadores adicionales y de proyectos térmicos en tierra firme, el ritmo de crecimiento de la demanda energética nacional superó la capacidad efectiva de entrega del sistema. Durante 2025 y hacia el cierre de 2026, la prolongación del estiaje amazónico volvió a comprometer la operación del complejo Paute y de la hidroeléctrica Coca Codo Sinclair, forzando al Operador Nacional de Electricidad (Cenace) a ordenar paradas industriales prolongadas para evitar apagones generales no controlados.
Cámaras de la producción han advertido sobre el severo impacto en la competitividad exportadora y el empleo formal, señalando que la falta de confiabilidad en el fluido encarece los costos de operación y desacelera la inversión fabril. Diversos sectores productivos demandan que los procesos de contratación de nueva potencia se ejecuten con estricta transparencia y con cronogramas verificables por la sociedad civil.
Tal como se detalló en el análisis sobre la necesidad de que Mazar reciba lluvias prolongadas para normalizar sus cotas, la superación de esta encrucijada requiere reformas estructurales, inversión sostenible en energías no convencionales y una planificación estatal rigurosa que trascienda la coyuntura del clima.
Fuente informativa: Ecuavisa — Crisis eléctrica en Ecuador: cronología de apagones desde 2023 hasta 2026.
