Ecuador busca nuevas alternativas para fortalecer su abastecimiento eléctrico antes de la llegada del próximo periodo de estiaje. Mientras el país vuelve a importar energía desde Colombia, empresas privadas del vecino país han planteado suministrar 282 megavatios (MW) adicionales mediante contratos de largo plazo, con precios que partirían desde USD 0,14 por kilovatio hora (kWh).
La propuesta aparece en un momento especialmente sensible para el sistema eléctrico ecuatoriano. El Gobierno ha advertido sobre un déficit de generación que alcanza aproximadamente 1.300 MW, mientras las autoridades preparan medidas para enfrentar un escenario de menor disponibilidad de agua asociado al desarrollo del fenómeno de El Niño.
La oferta privada colombiana todavía no equivale a una compra realizada por Ecuador. Se trata de una alternativa comercial que deberá cumplir con los procedimientos técnicos, regulatorios y operativos correspondientes antes de que pueda convertirse en suministro efectivo.
Empresas privadas colombianas plantean entregar a Ecuador hasta 282 MW de potencia, adicionales a la electricidad que actualmente llega desde Colombia mediante el intercambio energético reactivado en agosto de 2026.
La propuesta contempla contratos de largo plazo y precios desde aproximadamente 14 centavos de dólar por kWh, de acuerdo con información divulgada por empresarios del sector.
Una de las alternativas analizadas contempla generación térmica en Colombia, utilizando combustibles como gas natural o diésel. La energía sería producida en instalaciones ubicadas en territorio colombiano y posteriormente trasladada hacia Ecuador mediante el sistema eléctrico interconectado.
La oferta resulta relevante porque permitiría complementar las importaciones que Ecuador realiza actualmente y reducir, al menos parcialmente, la presión sobre su parque de generación durante los meses en los que las centrales hidroeléctricas pueden enfrentar menores caudales.
Uno de los aspectos más importantes para entender esta propuesta es que los 282 MW no representan energía que Ecuador ya haya contratado.
La posibilidad de realizar estas operaciones surge del nuevo esquema que permite transacciones de electricidad mediante contratos bilaterales entre agentes habilitados de Ecuador y Colombia.
En Ecuador existe desde 2024 la Regulación ARCONEL-007/24, que establece el marco operativo y comercial para las transacciones internacionales de electricidad mediante contratos bilaterales con participantes extranjeros de Colombia.
Colombia, por su parte, habilitó en 2026 mecanismos para facilitar este tipo de operaciones de largo plazo entre empresas privadas de ambos países. Por ello, la nueva oferta no depende exclusivamente del tradicional intercambio estatal de electricidad.
Para que una operación llegue a ejecutarse, deben cumplirse las condiciones regulatorias, comerciales y técnicas correspondientes, además de la disponibilidad de la infraestructura de interconexión.
La propuesta privada se suma a la reactivación de las importaciones de electricidad desde Colombia.
El intercambio se reanudó el 5 de agosto de 2026, después de casi siete meses de suspensión. Durante las primeras horas de esa jornada, Ecuador recibió electricidad colombiana con una potencia promedio de alrededor de 260 MW y el flujo llegó posteriormente a niveles superiores.
El mecanismo tradicional de intercambio ha permitido que Ecuador reciba energía desde el sistema colombiano a través de la interconexión existente. En los registros operativos de CENACE también se observa que las importaciones de electricidad continuaron durante agosto.
De acuerdo con la información operativa de CENACE, Ecuador registró en agosto de 2026 unas 94.026 MWh de importaciones de electricidad. En el mismo mes, la generación hidráulica alcanzó 2.467.130 MWh, mientras la generación térmica llegó a 654.728 MWh.
El problema central es la diferencia entre la capacidad de generación disponible y las necesidades del sistema eléctrico.
El Ministerio de Energía reconoció en julio que el país enfrenta un déficit estimado de aproximadamente 1.300 MW. Esta brecha obliga al Gobierno a buscar diferentes fuentes de respaldo para evitar que una reducción de la generación hidroeléctrica se traduzca en problemas de abastecimiento.
La estrategia incluye importar electricidad, mantener y recuperar unidades de generación térmica, incorporar nueva generación y ejecutar trabajos en redes, subestaciones y sistemas de transmisión y distribución.
La oferta de 282 MW desde Colombia sería solamente una parte de la solución. Si finalmente se concreta, cubriría alrededor del 21,7 % del déficit de 1.300 MW señalado por las autoridades.
El costo de la electricidad es uno de los elementos que Ecuador deberá evaluar antes de comprometer compras de largo plazo.
Las empresas privadas colombianas plantean tarifas desde aproximadamente USD 0,14 por kWh. Este precio puede resultar atractivo frente a determinados costos de generación térmica o de importación en condiciones de escasez.
Sin embargo, el precio final de una transacción internacional no depende únicamente del valor de la energía generada. También deben considerarse las condiciones contractuales, los costos asociados a la transmisión, las garantías, la disponibilidad de la interconexión y las reglas de operación de los sistemas eléctricos de ambos países.
Por ello, comparar directamente los 14 centavos ofertados por empresas privadas con otros precios observados en el mercado puede resultar engañoso si no se consideran las diferentes modalidades de contratación.
Una de las alternativas planteadas por los empresarios colombianos corresponde a generación térmica.
Esto significa que la electricidad podría producirse mediante centrales que utilicen combustibles como gas natural o diésel. Posteriormente, la energía sería incorporada al sistema eléctrico colombiano y transferida hacia Ecuador a través de la interconexión internacional.
La generación térmica tiene una ventaja importante en un escenario de sequía: no depende directamente de los caudales de los ríos. Esto permite complementar la generación hidroeléctrica cuando las condiciones hidrológicas son desfavorables.
Su principal desventaja está relacionada con los costos de combustible y las emisiones, especialmente cuando se utiliza diésel. Por esa razón, el costo y la disponibilidad del combustible serán factores importantes para determinar la competitividad de esta alternativa.
El escenario energético está relacionado con la evolución del fenómeno de El Niño.
Los boletines oficiales emitidos a finales de agosto de 2026 señalan que El Niño se encuentra en una fase inicial de desarrollo. Esto no significa que Ecuador ya esté enfrentando una crisis hídrica generalizada, pero sí mantiene bajo vigilancia las condiciones climáticas que podrían afectar los caudales de las principales cuencas hidrográficas.
Para un sistema eléctrico como el ecuatoriano, esta variable es especialmente importante debido al peso de la generación hidroeléctrica dentro de la matriz energética.
Si durante el estiaje disminuye significativamente el agua disponible para las centrales, Ecuador tendría que recurrir en mayor medida a generación térmica e importaciones para cubrir la demanda.
Una de las zonas que genera mayor atención es el complejo hidroeléctrico Paute Integral, ubicado en el Austro ecuatoriano.
El complejo está conformado por las centrales Mazar, Molino y Sopladora y cuenta con una capacidad instalada conjunta de aproximadamente 1.757 MW.
Su importancia para el sistema nacional es considerable porque puede aportar alrededor del 30 % de la demanda eléctrica del país en determinadas condiciones de operación.
Por esta razón, una reducción significativa de los caudales en la cuenca del río Paute tendría consecuencias que podrían extenderse más allá de Azuay y afectar la planificación del abastecimiento eléctrico nacional.
Las centrales hidroeléctricas necesitan un flujo suficiente de agua para mantener su producción. Cuando los caudales disminuyen, la capacidad de generación puede reducirse y el sistema debe compensar esa diferencia mediante otras fuentes.
En términos sencillos, el problema puede resumirse así:
Este escenario explica por qué el Gobierno está intentando asegurar fuentes adicionales de electricidad antes de que las condiciones hidrológicas sean más exigentes.
Como parte de las acciones preventivas, el Gobierno contempla una inversión de aproximadamente USD 121,7 millones entre junio y diciembre de 2026 para trabajos relacionados con la infraestructura eléctrica.
Los recursos están vinculados con mantenimiento y fortalecimiento de subestaciones, redes de distribución, transmisión y subtransmisión.
Estas obras son importantes porque disponer de suficiente generación no garantiza por sí solo el abastecimiento. La electricidad también necesita una infraestructura capaz de transportarla y distribuirla de manera segura hacia los centros de consumo.
La planificación energética, por tanto, debe atender simultáneamente tres problemas: disponibilidad de generación, capacidad de transmisión y condiciones de distribución.
Ecuador no está apostando exclusivamente por la electricidad colombiana. La importación forma parte de un conjunto más amplio de medidas para enfrentar posibles restricciones de generación.
Entre las alternativas consideradas se encuentran el mantenimiento de centrales térmicas, la contratación o alquiler de generación adicional, el fortalecimiento de infraestructura eléctrica y la búsqueda de acuerdos internacionales de suministro.
El objetivo es evitar que una sola fuente de respaldo concentre todo el riesgo durante el estiaje.
Los datos de CENACE muestran que las importaciones ya forman parte de la operación del sistema. Hasta el 31 de agosto de 2026, Ecuador había registrado aproximadamente 235 GWh de electricidad importada durante el año.
Los contratos de largo plazo pueden ofrecer mayor previsibilidad tanto para el comprador como para el vendedor.
Para Ecuador, una contratación de este tipo podría permitir asegurar determinada potencia durante un periodo previamente establecido y reducir la exposición a variaciones de precios del mercado internacional.
Para los generadores colombianos, en cambio, un contrato de largo plazo puede facilitar la planificación de sus inversiones y garantizar un comprador para parte de su producción.
Sin embargo, estos acuerdos también implican compromisos. Ecuador tendría que analizar cuidadosamente la cantidad de energía contratada, los periodos de entrega, los precios, las garantías y las condiciones aplicables cuando la demanda o las condiciones hidrológicas cambien.
La capacidad de generar electricidad en Colombia no es el único factor que determina cuánta energía puede recibir Ecuador.
La electricidad debe atravesar la infraestructura de interconexión entre los dos países. Por eso, la capacidad disponible en las líneas y las condiciones operativas de ambos sistemas establecen límites a las transferencias.
La regulación ecuatoriana contempla procedimientos para la coordinación técnica, el despacho programado y la operación segura de los intercambios internacionales.
Esto significa que una oferta comercial de 282 MW debe analizarse también desde el punto de vista de la capacidad real de transferencia en los momentos en que Ecuador necesite la energía.
No. Incluso si toda la oferta se concreta, los 282 MW representarían solamente una parte del déficit estimado de 1.300 MW.
La diferencia sería de aproximadamente 1.018 MW, por lo que Ecuador tendría que mantener otras alternativas de generación y abastecimiento.
El valor de esta propuesta está en que puede funcionar como una fuente adicional dentro de una estrategia diversificada. En un sistema sometido a presión, cada bloque de generación disponible puede reducir la necesidad de recurrir a medidas más costosas o de emergencia.
El precio de la electricidad colombiana ha variado dependiendo del mecanismo de intercambio y de las condiciones del mercado.
Cuando se reanudó el intercambio tradicional en agosto de 2026, Ecuador llegó a registrar un precio de alrededor de USD 0,33 por kWh para la electricidad importada, según información reportada por las autoridades ecuatorianas.
Frente a ese valor, una oferta privada desde USD 0,14 por kWh puede parecer significativamente más económica. Sin embargo, ambos precios corresponden a mecanismos distintos y no necesariamente incluyen los mismos componentes, condiciones de entrega o riesgos contractuales.
La comparación definitiva deberá realizarse cuando se conozcan las condiciones completas de los contratos privados y los costos asociados a su ejecución.
El periodo seco será determinante para conocer la magnitud real de la necesidad de importaciones.
Si los caudales permanecen en niveles adecuados, Ecuador podría mantener una mayor participación de generación hidroeléctrica y reducir la necesidad de recurrir a fuentes externas.
Si, por el contrario, el fenómeno de El Niño provoca condiciones hidrológicas adversas, las importaciones y la generación térmica adquirirán mayor importancia para cubrir la demanda.
Por eso, las decisiones tomadas durante los meses previos al estiaje buscan crear un margen de seguridad antes de conocer con certeza cuál será el comportamiento de las lluvias y los caudales.
La situación energética ecuatoriana no depende exclusivamente de cuántos megavatios pueda producir el país.
También es necesario considerar el estado de las centrales, la disponibilidad de combustible para la generación térmica, el nivel de los embalses, la capacidad de transmisión y la estabilidad de las interconexiones internacionales.
Una falla importante en cualquiera de estos componentes puede reducir el margen de reserva del sistema.
Por ello, los trabajos de mantenimiento anunciados por el Gobierno tienen una importancia estratégica. El objetivo es que las redes y subestaciones puedan transportar la energía disponible justamente durante los periodos de mayor exigencia.
En principio, una mayor disponibilidad de generación puede reducir el riesgo de que el déficit eléctrico obligue a aplicar racionamientos.
Sin embargo, la oferta de 282 MW no significa que los hogares vayan a recibir automáticamente más electricidad ni que se produzca una reducción inmediata de las tarifas.
El principal objetivo de incorporar generación adicional es garantizar el equilibrio entre oferta y demanda y mantener la confiabilidad del sistema.
El impacto final dependerá de cuánto de la oferta sea contratado, cuándo esté disponible, cuánto cueste y cómo evolucionen las condiciones hidrológicas durante el estiaje.
La posibilidad de que empresas privadas participen directamente en contratos de electricidad abre una nueva etapa en la relación energética entre Ecuador y Colombia.
Hasta ahora, buena parte de la atención estaba concentrada en las transacciones internacionales administradas entre los sistemas eléctricos de ambos países. El nuevo mecanismo permite explorar acuerdos comerciales de mayor duración entre agentes privados.
La regulación ecuatoriana ya contempla los contratos bilaterales y establece las condiciones para su operación.
Este modelo puede ampliar las opciones de Ecuador para cubrir sus necesidades energéticas, aunque también exige una supervisión rigurosa para garantizar que las operaciones sean técnicamente viables y económicamente convenientes.
Durante los próximos meses, el comportamiento de los caudales, el nivel de los embalses y la disponibilidad de generación serán determinantes para definir la magnitud de la necesidad de importar electricidad.
Mientras tanto, la oferta de 282 MW de empresas privadas colombianas constituye una alternativa adicional que Ecuador podría utilizar si se concretan los contratos y se cumplen las condiciones técnicas necesarias.
El desafío para el Gobierno será combinar esta opción con generación nacional, mantenimiento de centrales, infraestructura de transmisión y otras fuentes de respaldo.
El sistema eléctrico ecuatoriano enfrenta así una carrera contra el tiempo: asegurar suficiente potencia antes de que las condiciones hidrológicas puedan reducir la generación hidroeléctrica. La energía colombiana puede aportar una parte de esa reserva, pero no sustituye la necesidad de resolver el déficit estructural de generación que el propio Gobierno estima en alrededor de 1.300 MW.
Las empresas privadas colombianas han planteado suministrar hasta 282 MW adicionales a Ecuador mediante contratos de largo plazo.
No. La cifra corresponde a una oferta comercial. Para que se convierta en suministro efectivo deberán concretarse los contratos y cumplirse los requisitos regulatorios, comerciales y técnicos.
Las propuestas conocidas contemplan tarifas desde aproximadamente USD 0,14 por kWh. El precio final dependerá de las condiciones específicas del contrato.
Una de las alternativas planteadas contempla generación térmica mediante gas natural o diésel en Colombia.
El país enfrenta un déficit de generación estimado en alrededor de 1.300 MW y busca contar con fuentes adicionales para enfrentar el estiaje y una eventual reducción de la generación hidroeléctrica.
El fenómeno de El Niño puede modificar las condiciones de lluvia y los caudales de las cuencas hidrográficas. Si disminuye la disponibilidad de agua, las centrales hidroeléctricas pueden generar menos electricidad y aumenta la necesidad de fuentes térmicas o importaciones.
El complejo Paute Integral, compuesto por Mazar, Molino y Sopladora, tiene una capacidad instalada conjunta de aproximadamente 1.757 MW y constituye una infraestructura estratégica para el sistema eléctrico ecuatoriano.
No. Si se compara la oferta de 282 MW con el déficit estimado de 1.300 MW, todavía existiría una brecha cercana a 1.018 MW. La energía colombiana sería una medida complementaria dentro de una estrategia más amplia.
Ecuador volvió a recibir electricidad de Colombia el 5 de agosto de 2026, después de casi siete meses de suspensión.
Sí. Ecuador cuenta con la Regulación ARCONEL-007/24, que establece el marco para las transacciones internacionales de electricidad mediante contratos bilaterales con participantes extranjeros de Colombia.
La oferta de 282 MW adicionales desde Colombia llega en un momento en que Ecuador necesita ampliar su margen de seguridad frente al próximo estiaje y al riesgo de una menor generación hidroeléctrica.
La propuesta es atractiva por dos razones: incorpora una fuente adicional de potencia y plantea precios desde USD 0,14 por kWh mediante contratos de largo plazo. Sin embargo, todavía no constituye una solución definitiva ni significa que Ecuador ya haya contratado esa energía.
El país mantiene un déficit estimado de 1.300 MW y deberá combinar importaciones, generación térmica, generación hidroeléctrica y nuevas inversiones para cubrir sus necesidades.
La evolución de El Niño, los caudales del río Paute, la disponibilidad de los embalses y el funcionamiento de las centrales serán algunos de los factores que determinarán cuánto necesitará Ecuador de la electricidad colombiana durante los próximos meses.
En este escenario, los contratos privados entre empresas de ambos países abren una nueva vía para diversificar el abastecimiento. Su importancia será mayor si las condiciones hidrológicas se deterioran, pero su éxito dependerá de que la energía contratada pueda llegar efectivamente al sistema ecuatoriano, a un costo competitivo y con las garantías técnicas necesarias.
