Generación termoeléctrica de Ecuador y el riesgo del estiaje

Ecuador enfrenta un estiaje que reduce la generación hidroeléctrica justo cuando la demanda eléctrica se mantiene alta. En respuesta, el país cuenta con un promedio de 875 MW de generación termoeléctrica entre el 1 y el 23 de septiembre de 2026, lo que equivale a cerca del 19% de la demanda promedio nacional (4.500 MW), según el Operador Nacional de Electricidad (Cenace). Esa cifra, sin embargo, es considerada insuficiente por consultores y autoridades para garantizar el suministro si las hidroeléctricas caen de forma abrupta.

En contexto: por qué importa este estiaje

El estiaje es la época seca en la que bajan los caudales de ríos que alimentan las principales centrales hidroeléctricas del país. Cuando eso ocurre, la matriz eléctrica depende más de plantas termoeléctricas que funcionan con combustibles fósiles.

El riesgo ahora se potencia por dos factores concretos: la pérdida temporal de capacidad de la central Esmeraldas I, fuera de operación tras un incendio en junio de 2026 (125 MW), y la posible coincidencia del estiaje con el Fenómeno de El Niño, que tendería a generar sequías en cuencas claves como la del complejo Paute Integral (entre Cañar y Azuay).

Composición y dinámica de la generación termoeléctrica

Del promedio de 875 MW térmicos en septiembre, 587 MW provienen de fuel oil (67%), combustible residual de la refinación de petróleo en Petroecuador. El diésel aporta el 21% y el gas natural el 12% del total térmico.

El fuel oil es más barato pero más contaminante; el diésel es en buena parte importado y ha subido de precio por el encarecimiento del crudo en el mercado internacional, vinculado a la tensión entre Irán y Estados Unidos. El gas natural es menos contaminante y más económico que el diésel, pero su disponibilidad en Ecuador es limitada.

La generación térmica comenzó a aumentar desde el 7 de septiembre de 2026, sobre todo en plantas con motores a fuel oil. El 6 de septiembre la generación en esos motores fue de 216,3 MW y alcanzó un primer pico de 459 MW el 10 de septiembre. Tras una leve baja, volvió a subir y llegó a 445 MW el 23 de septiembre.

Parte de ese repunte se explica porque desde el 21 de septiembre dos barcazas de generación termoeléctrica empezaron a inyectar energía al sistema, con una capacidad conjunta de 200 MW. Según Blum, esa energía podrá ser destinada, desde el 15 de diciembre de 2026, a empresas de alto consumo que no alcanzaron la autogeneración plena, conforme al Decreto Ejecutivo 32.

Escenarios de riesgo: cuánto faltaría si la hidráulica cae

Entre el 1 y el 13 de septiembre la generación hidroeléctrica fue de 3.577 MW, equivalente al 79% de la demanda. Pero esa contribución puede bajar a medida que avance el estiaje; el Cenace prevé que noviembre de 2026 podría ser el mes más crítico.

El consultor eléctrico Ricardo Buitrón señala que el déficit final dependerá del clima. Para dimensionar el riesgo: en octubre de 2024 la generación hidroeléctrica cayó a 1.789 MW y el país experimentó apagones de hasta 14 horas. Aquella caída representó una pérdida de unos 1.700 MW respecto a condiciones normales (la hidráulica suele rondar 3.500 MW).

Si se repitiera un escenario similar al de 2024, Ecuador necesitaría aumentar su generación termoeléctrica en al menos 1.700 MW para evitar cortes generalizados. Buitrón plantea un escenario intermedio: si la demanda se mantiene en 4.400 MW durante los meses críticos y se dispone de 1.100 MW térmicos y 450 MW importados desde Colombia, haría falta que la hidráulica aporte 2.850 MW. Pero en un estiaje intenso la hidráulica podría bajar a 2.000 MW, generando un déficit estimado de 850 MW; sin acceso a la electricidad colombiana, ese faltante subiría a 1.300 MW.

Medidas en curso y brechas que persisten

El Gobierno ha adjudicado hasta ahora 120 MW adicionales en contratos de alquiler de generación termoeléctrica, aunque esa capacidad aún no está en operación. Además, desde el 22 de septiembre se implementaron medidas de desconexión para empresas de alto consumo, que se estima reducirán la demanda en unos 129 MW.

Las barcazas (200 MW) y los 120 MW adjudicados ayudan, pero no cierran la brecha que dejaría una caída drástica de la hidráulica. La limitación principal sigue siendo la escasa reserva térmica disponible y la dependencia de combustibles importados o más contaminantes.

Qué sigue: horizonte y decisiones clave

Las próximas semanas serán determinantes. El clima definirá la magnitud del estiaje y, por tanto, la capacidad que deberán aportar térmicas y fuentes alternativas. Las decisiones que podrían reducir el riesgo inmediato incluyen:

• Poner en operación las 120 MW adjudicados lo antes posible.
• Maximizar el uso de las barcazas y coordinar su destino (uso por empresas con alto consumo a partir del 15 de diciembre, según el decreto).
• Negociar o asegurar importaciones adicionales desde Colombia si los precios y condiciones comerciales lo permiten.
• Acelerar medidas de ahorro y desconexiones selectivas para reducir demanda en picos críticos.

Sin esas acciones y sin un estiaje menos severo del esperado, el país corre el riesgo de revivir cortes de gran magnitud como los de 2024.

Preguntas frecuentes

¿Cuánta generación termoeléctrica tuvo Ecuador en septiembre de 2026?

Entre el 1 y el 23 de septiembre el promedio fue de 875 MW, según el Operador Nacional de Electricidad (Cenace).

¿Qué porcentaje de la demanda representa esa capacidad?

Los 875 MW representan aproximadamente el 19% de una demanda promedio de 4.500 MW.

¿Con qué combustibles se genera esa energía térmica?

El fuel oil aporta el 67% (587 MW), el diésel el 21% y el gas natural el 12% del parque térmico reportado en septiembre.

¿Por qué Esmeraldas I influye en el riesgo del sistema?

La central Esmeraldas I (125 MW) sufrió un incendio en junio de 2026 y estará fuera de servicio hasta marzo o junio de 2027, lo que reduce la capacidad disponible para suplir una caída hidroeléctrica.

¿Las barcazas y las adjudicaciones resuelven el problema?

Las dos barcazas aportan 200 MW desde el 21 de septiembre y el Gobierno adjudicó 120 MW adicionales, pero expertos consideran que, ante una caída drástica de la hidráulica como la de 2024, esa suma no sería suficiente para evitar cortes generalizados.

¿Qué meses son los más críticos para el estiaje?

El Cenace ha señalado que noviembre de 2026 podría ser el mes más fuerte del estiaje; la evolución final dependerá de las condiciones climáticas.

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