- Ecuador afronta tres periodos anuales consecutivos marcados por déficit de generación y racionamientos programados.
- El estiaje en la cuenca del Paute y demoras en el parque térmico constituyen los factores estructurales del problema.
- Las medidas gubernamentales han transitado desde acuerdos de importación con Colombia hasta leyes de incentivo privado.
- En octubre de 2026, las restricciones obligatorias alcanzaron al sector industrial de media y alta tensión.
La recurrencia de racionamientos eléctricos en Ecuador configura una de las problemáticas estructurales más complejas de los últimos años, con impactos acumulados en la economía, la productividad industrial y la vida cotidiana de millones de ciudadanos. El ciclo de apagones, que se inició de manera formal en el último trimestre de 2023 bajo la administración de Guillermo Lasso, ha transitado por diversas fases de emergencia técnica y regulatoria hasta llegar a octubre de 2026 con restricciones obligatorias para grandes consumidores.
El detonante de 2023 y la profundización de la sequía en 2024
En octubre de 2023, la conjunción de una severa sequía en la cuenca oriental y la falta de mantenimiento en el parque termoeléctrico obligó a implementar desconexiones programadas de entre dos y cuatro horas diarias a escala nacional. En ese periodo, el gobierno saliente recurrió a contratos de importación de emergencia con Colombia para atenuar el déficit. Tras la asunción presidencial de Daniel Noboa en noviembre de ese año, la Asamblea Nacional aprobó en febrero de 2024 la Ley de Competitividad Energética con la intención de fomentar la inversión privada en proyectos renovables.
No obstante, el estiaje de abril de 2024 golpeó con renovada crudeza a los embalses de Mazar, Amaluza y Sopladora, integrantes del complejo hidroeléctrico Paute, lo que derivó en cortes de hasta ocho horas diarias. Hacia el segundo semestre de 2024, el Ejecutivo decretó el estado de excepción en el sector eléctrico, contrató barcazas generadoras temporales e impulsó bloques térmicos en tierra firme para estabilizar el suministro, aunque las limitaciones de transmisión mantuvieron al sistema en permanente vulnerabilidad operativa.
El escenario de 2025 y las tensiones del estiaje en 2026
Durante 2025 y a lo largo de 2026, la falta de lluvias consistentes en la cordillera andina volvió a situar a las reservas hídricas en cotas operativas mínimas. Entre septiembre y octubre de 2026, el Operador Nacional de Electricidad (Cenace) y el Ministerio de Energía establecieron desconexiones forzosas para parques industriales e industrias de alta tensión con el fin de evitar un colapso general de las líneas de transporte energético, mientras las ciudades experimentan desconexiones residenciales rotativas.
La prolongación de este régimen de interrupciones ha generado cuantiosas pérdidas económicas estimadas en cientos de millones de dólares para el sector manufacturero, agroexportador y comercial. Gremios de la pequeña y mediana industria han solicitado mecanismos tributarios de alivio y líneas de crédito preferenciales para la adquisición de autogeneradores diésel y paneles fotovoltaicos que permitan mitigar la paralización de sus líneas de producción.
Especialistas del sector señalan que, tal como se detalló en el informe sobre cómo Mazar requiere un mes continuo de lluvias, la solución de fondo demanda acelerar la diversificación de la matriz de generación con proyectos geotérmicos, solares y eólicos, junto a un plan riguroso de rehabilitación de turbinas a gas y diésel para reducir la dependencia exclusiva de los regímenes pluviales amazónicos.
Fuente informativa: Ecuavisa — Crisis eléctrica en Ecuador: cronología de apagones desde 2023 hasta 2026.
