El sistema eléctrico ecuatoriano enfrenta una situación de vulnerabilidad debido al descenso progresivo de los niveles de agua en sus principales fuentes de generación. Este viernes 16 de octubre de 2026, el panel hidrológico de Celec Sur reportó que la cota del embalse de Mazar cayó a 2.123,22 metros sobre el nivel del mar a las 07:00, situándose a tan solo 8,22 metros de la cota crítica de 2.115 metros. Alcanzar este límite obligaría a la central a dejar de operar para evitar que los sedimentos dañen sus turbinas.
La tendencia a la baja es acelerada. En las 20 horas previas al reporte, el embalse perdió 0,84 metros; el jueves a las 09:00 se encontraba en 2.124,06 metros. Durante la madrugada del viernes, el descenso se registró entre siete y ocho centímetros por hora, mientras que el flujo de agua que ingresa al embalse se redujo de 29 a 17 metros cúbicos por segundo (m³/s). Desde finales de julio, cuando el embalse alcanzó su nivel máximo de 2.153 metros, la cota ha descendido casi 30 metros, a pesar de que la central continúa generando energía con sus dos unidades.
Esta crisis hídrica se ve agravada por el comportamiento del río Coca, que a las 06:00 de este viernes registraba un caudal de 152 m³/s, la cifra más baja desde marzo, mes en el que el río llegó a unos 100 m³/s. Esta escasez impacta directamente a la central Coca Codo Sinclair, la hidroeléctrica más grande del país, que requiere entre 240 y 250 m³/s para generar 1.200 megavatios (MW) de forma continua. Sin embargo, desde el 10 de octubre, el promedio diario del río ha oscilado apenas entre 157 y 168 m³/s.
El Operador Nacional de Electricidad (Cenace) ha advertido que el país necesita 1.391 MW adicionales de generación firme para enfrentar el estiaje 2026-2027. Esta cifra ha aumentado significativamente desde marzo, cuando el faltante era de 893,7 MW, debido a la salida de barcazas y a un crecimiento sostenido de la demanda eléctrica, que obliga a sumar aproximadamente 390 MW cada año. Para noviembre, el mes más crítico del ciclo, el Cenace estima un faltante de 330,65 gigavatios hora (GWh) si las lluvias no se intensifican, lo que equivale a un promedio de 450 MW durante dicho mes.
En cuanto al consumo, Ecuador registra actualmente una demanda de entre 100 y 110 GWh por día, superando los 85 GWh de hace dos años. El pico máximo de demanda se alcanzó el 14 de abril de 2026, llegando a los 5.374 MW.
Para mitigar el déficit, el Gobierno ha implementado medidas drásticas, incluyendo el recorte del consumo industrial. Desde el 12 de octubre, las grandes industrias deben desconectarse 72 horas por semana. Las autoridades han advertido que se recurrirá a la fuerza pública para desconectar a 40 empresas que no estén cumpliendo con esta disposición. Asimismo, se busca contratar hasta 525 MW de generación térmica en tierra y se espera la llegada de una tercera barcaza a gas entre finales de noviembre e inicios de diciembre. La adquisición de nuevas centrales no es una opción inmediata, ya que el fabricante Mitsubishi ofrece plazos de entrega hasta el año 2032.
En el ámbito internacional, el presidente Daniel Noboa agradeció la reanudación de la venta de energía desde Colombia, tras conversaciones con su colega De la Espriella. La importación había sido cerrada por el regulador colombiano (CREG) el 7 de septiembre debido a los riesgos asociados a El Niño. Hasta las 14:00 de este viernes, Ecuador había recibido 911 megavatios hora desde Colombia, con una potencia media de 65 MW, lo que representa cerca del 14 % de la capacidad de la interconexión.
Sobre la generación mediante barcazas de la empresa turca Karpowership, la situación contractual es compleja. Solo la barcaza Murat Bey posee un contrato firme hasta 2028 por 155 millones de dólares. Las otras dos unidades, Emre Bey y Erin Sultan, regresaron a operar el 21 de septiembre bajo una habilitación «excepcional y temporal» del Ministerio de Energía, ya que los procesos de licitación previos fueron declarados desiertos o suspendidos por el Sercop. El Gobierno pagaría esta energía mediante convenios de pago por un periodo inicial de seis meses.
El escenario actual evoca la crisis de 2024, año en que el embalse de Mazar llegó a los 2.112 metros, provocando cortes de luz de entre cuatro y 14 horas diarias y pérdidas económicas de hasta 1.700 millones de dólares. Aunque actualmente Mazar está unos 10 metros por encima de los niveles de la misma fecha en 2024, lo que otorga una ventaja de unas cuatro semanas, el riesgo persiste. La crisis se considera previsible, ya que desde septiembre de 2025 el Ministerio ordenó incorporar 1.650 MW, pero solo se concretó la entrada de 126,5 MW.
