Colombia comenzó a aplicar nuevas condiciones para la exportación de electricidad hacia Ecuador en medio de la creciente presión sobre sus reservas hídricas y de la llegada de un período de riesgo de desabastecimiento asociado al fenómeno de El Niño 2026-2027.
La modificación regulatoria entró en aplicación el 7 de septiembre de 2026 y cambia las condiciones bajo las cuales puede enviarse energía al sistema eléctrico ecuatoriano. El objetivo principal de Colombia es preservar sus recursos de generación y garantizar primero el suministro de su propia demanda durante los meses de menor disponibilidad hídrica.
Para Ecuador, la decisión llega en un momento especialmente sensible. El país se aproxima a su temporada de estiaje y mantiene una elevada dependencia de la generación hidroeléctrica, por lo que las importaciones desde Colombia representan uno de los recursos disponibles para reducir la presión sobre el sistema.
El nuevo escenario está relacionado con la Resolución CREG 101 127 del 27 de agosto de 2026, mediante la cual la Comisión de Regulación de Energía y Gas adoptó medidas transitorias para proteger el abastecimiento eléctrico colombiano frente al fenómeno de El Niño.
Durante el período de riesgo de desabastecimiento, las exportaciones hacia Ecuador quedan condicionadas a que Colombia atienda primero su propia demanda y mantenga los niveles de generación y reservas establecidos para proteger la confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional.
Esto significa que Colombia no cerró completamente la posibilidad de vender electricidad a Ecuador. Sin embargo, el margen disponible para exportar se reduce, especialmente cuando la generación hidráulica sea necesaria para atender el consumo interno.
Uno de los principales cambios es la prioridad que adquieren los recursos energéticos colombianos para atender el mercado nacional.
La electricidad proveniente de centrales hidroeléctricas, solares y eólicas podrá enviarse a Ecuador cuando exista un excedente que no sea requerido por Colombia. En otras palabras, estas fuentes no quedan excluidas de las exportaciones, pero su disponibilidad para el mercado ecuatoriano dependerá de las condiciones del sistema colombiano.
Cuando sea necesario realizar intercambios para cubrir generación de seguridad en Ecuador, también podrá recurrirse a generación termoeléctrica producida con combustibles líquidos, entre ellos diésel y fuel oil. Esta alternativa normalmente implica costos de generación superiores a los de una central hidroeléctrica.
La nueva regulación tiene una consecuencia directa sobre el costo potencial de la electricidad importada por Ecuador.
Cuando el suministro exportado dependa de generación térmica con combustibles líquidos, el costo de producir esa electricidad puede ser considerablemente mayor que el de la generación hidroeléctrica. Además, el mecanismo de liquidación establecido para estos intercambios toma como referencia la tecnología de generación más costosa utilizada para atender la demanda correspondiente y suma los costos asociados con operación y transporte.
Por ello, una eventual reducción de la oferta hidroeléctrica colombiana disponible para Ecuador no solo puede disminuir el volumen de energía importada, sino también aumentar el precio de los intercambios que todavía puedan realizarse.
Los primeros datos de septiembre muestran la magnitud del cambio.
Entre el 1 y el 6 de septiembre, Ecuador recibió desde Colombia una potencia promedio de 281,1 megavatios. El máximo de ese período se registró el 4 de septiembre, cuando las importaciones alcanzaron 349,9 MW.
El comportamiento cambió de manera significativa el 7 de septiembre. Según los datos de operación publicados por el Operador Nacional de Electricidad de Ecuador, CENACE, entre las 00:00 y las 16:00 de ese día la potencia promedio importada desde Colombia se redujo a 9,06 MW, equivalente a aproximadamente el 0,2 % de la generación nacional registrada durante ese intervalo.
La cifra corresponde a una ventana parcial del día y no significa que Ecuador haya perdido definitivamente el acceso a la energía colombiana. Sí evidencia, sin embargo, que las nuevas condiciones pueden producir una reducción considerable de los intercambios cuando Colombia necesita priorizar su propio sistema.
El problema adquiere mayor relevancia por la temporada seca que se aproxima en Ecuador. Las previsiones oficiales sitúan el período de estiaje entre septiembre de 2026 y marzo de 2027, una etapa en la que normalmente disminuyen los aportes de agua a las centrales hidroeléctricas.
El complejo hidroeléctrico Paute, incluido el embalse de Mazar, concentra buena parte de la atención debido a su importancia para el abastecimiento eléctrico nacional. La disminución de los caudales y de las reservas hídricas puede obligar al sistema a incrementar el uso de generación térmica y otras fuentes disponibles.
En escenarios de estiaje severo, la disponibilidad de importaciones desde Colombia puede convertirse en un elemento de respaldo para Ecuador. Sin embargo, la nueva política colombiana demuestra que esa fuente no puede considerarse como un suministro garantizado durante los meses de mayor presión sobre ambos sistemas.
Otro factor que limita la capacidad de respuesta es la infraestructura de transmisión.
La interconexión eléctrica existente entre Ecuador y Colombia permite transferir hasta 450 MW de potencia. Esta capacidad representa cerca del 10 % de la demanda promedio ecuatoriana, por lo que constituye un respaldo relevante, aunque insuficiente para cubrir por sí solo un déficit de gran magnitud.
La Asociación Nacional de Empresas Generadoras de Colombia, Andeg, ha señalado que actualmente no existe un proyecto de expansión en ejecución que permita elevar esa capacidad de intercambio.
Por esta razón, la posibilidad de incorporar otros 280 MW a través de la infraestructura actual no resulta técnicamente viable. Para aumentar de manera permanente los intercambios sería necesario desarrollar nuevas obras de transmisión y resolver previamente los aspectos regulatorios correspondientes.
El margen de maniobra tampoco se limita a la capacidad física de las líneas.
La posibilidad de establecer contratos bilaterales privados de largo plazo y a precio fijo entre empresas de Colombia y Ecuador todavía enfrenta obstáculos regulatorios. De acuerdo con las explicaciones entregadas por Andeg, el marco normativo necesario no está completamente desarrollado en ambos países ni dentro de la Comunidad Andina.
En consecuencia, los intercambios continúan dependiendo principalmente de los mecanismos establecidos para las Transacciones Internacionales de Electricidad, en lugar de contar con una amplia oferta de contratos privados de largo plazo que permita a Ecuador asegurar volúmenes determinados a precios previamente fijados.
La decisión colombiana responde a un problema interno: su sistema eléctrico depende en gran medida de la generación hidroeléctrica y necesita conservar el agua almacenada en sus embalses para los meses en los que las lluvias pueden disminuir con mayor intensidad.
Al cierre de agosto, el nivel agregado de los embalses del Sistema Interconectado Nacional se situó alrededor del 79 %. Aunque el dato representa una reserva importante, se encuentra cerca del umbral de referencia que las autoridades y el operador del mercado consideran necesario para afrontar un escenario de El Niño.
La preocupación aumenta porque los aportes hídricos registrados durante los últimos meses se han mantenido por debajo de referencias históricas. La propia regulación de emergencia señala que los aportes observados durante junio, julio y agosto se ubicaron por debajo de los niveles considerados críticos para la trayectoria de reservas del sistema.
El Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales, IDEAM, informó en agosto que las condiciones de El Niño continúan fortaleciéndose y que existe una alta probabilidad de que persistan hasta el primer trimestre de 2027.
El organismo también estimó una probabilidad elevada de que el fenómeno alcance una intensidad muy fuerte durante parte del último trimestre de 2026. Para el sector eléctrico, el principal riesgo está relacionado con la posible disminución de las lluvias, los menores aportes a los embalses y la necesidad de utilizar con mayor intensidad las centrales térmicas.
El Gobierno colombiano declaró además una situación de desastre nacional para anticiparse a los posibles efectos del fenómeno climático y fortalecer las medidas de prevención en diferentes sectores, incluido el abastecimiento de agua y energía.
La estrategia colombiana busca utilizar una mayor cantidad de generación térmica para reducir la presión sobre las centrales hidroeléctricas.
La lógica es sencilla: producir más electricidad mediante plantas térmicas permite conservar agua en los embalses. Ese recurso almacenado puede utilizarse posteriormente, cuando la disponibilidad de lluvias disminuya y el sistema necesite recurrir con mayor intensidad a la generación hidráulica.
Esta estrategia, sin embargo, tiene un costo. Las plantas térmicas que utilizan gas o combustibles líquidos suelen presentar costos de operación superiores a los de buena parte de la generación hidroeléctrica, especialmente cuando los precios de los combustibles aumentan.
La respuesta colombiana no se limita al lado de la generación. El Gobierno también puso en marcha el Plan Energía YA, que incorpora medidas para reducir la demanda eléctrica y proteger las reservas del sistema.
Uno de los componentes establece metas individuales de consumo. Los usuarios que reduzcan su consumo mensual en más de 10 % frente a la referencia asignada pueden recibir un beneficio en su factura, mientras que quienes superen en más de 10 % su meta pueden enfrentar un cobro adicional.
El esquema contempla excepciones para usuarios regulados ubicados en municipios afectados por el terremoto ocurrido recientemente en Colombia.
Con estas medidas, el Gobierno pretende actuar simultáneamente sobre dos variables: aumentar la generación térmica para conservar agua y disminuir el consumo para reducir la presión sobre el sistema.
Para Ecuador, el cambio implica que la electricidad colombiana seguirá siendo una alternativa de respaldo, pero con mayores restricciones y una disponibilidad menos predecible durante los meses críticos.
La principal consecuencia puede ser un aumento de los costos de importación si el suministro debe realizarse mediante generación térmica colombiana. A esto se suma el límite físico de 450 MW de la interconexión, que impide que Ecuador pueda compensar grandes déficits únicamente mediante compras al vecino país.
El escenario obliga a Ecuador a diversificar sus fuentes de generación y acelerar las soluciones previstas para el período de estiaje. La importación desde Colombia puede ayudar a reducir la presión, pero no sustituye la necesidad de contar con suficiente generación propia y reservas adecuadas.
El punto de mayor tensión podría producirse cuando coincidan los períodos secos de ambos países y el fenómeno de El Niño alcance su fase de mayor impacto.
En Colombia, los meses comprendidos entre diciembre y marzo son especialmente importantes porque la reducción de las lluvias puede disminuir los aportes a los embalses. En Ecuador, el estiaje previsto hasta marzo de 2027 también puede limitar la generación hidroeléctrica.
Si ambos sistemas enfrentan simultáneamente una menor disponibilidad de agua, la capacidad de Colombia para exportar electricidad podría reducirse justo cuando Ecuador más necesite importar energía.
Las nuevas reglas colombianas no significan por sí mismas que Ecuador vaya a enfrentar apagones. El efecto concreto dependerá de la evolución de las lluvias, los niveles de los embalses, la demanda, la generación térmica disponible, las importaciones y la entrada en operación de nueva capacidad de generación.
Lo que sí cambia es el margen de seguridad. Ecuador ya no puede asumir que los hasta 450 MW de capacidad de interconexión estarán disponibles de manera permanente durante el período de mayor estrés energético en Colombia.
Por eso, el comportamiento de las reservas de agua, la generación térmica y las condiciones climáticas de ambos países serán variables determinantes durante los próximos meses.
La situación evidencia la estrecha relación entre los sistemas eléctricos de Ecuador y Colombia. Durante períodos en los que uno de los países dispone de mayores excedentes, la interconexión permite aprovechar esa energía en el otro mercado. Pero cuando las condiciones hidrológicas se deterioran simultáneamente, esa complementariedad pierde capacidad.
Colombia está priorizando la seguridad de su propio sistema ante el riesgo de El Niño, mientras Ecuador necesita mantener abiertas sus fuentes de importación durante el estiaje. El resultado es un escenario en el que la disponibilidad, el precio y el volumen de la electricidad intercambiada dependerán cada vez más de las condiciones operativas de ambos países.
En los próximos meses, la evolución de los embalses colombianos, el comportamiento del complejo Paute-Mazar en Ecuador y la intensidad real de El Niño serán claves para determinar cuánto podrá importar Ecuador desde Colombia y a qué costo.
