¿Qué está pasando con la electricidad en Ecuador?

Desde el 1 de octubre de 2026, las grandes empresas que más electricidad consumen en Ecuador pagan más por la energía y enfrentan restricciones en el suministro. Entre el 29 de septiembre y el 1 de octubre, algunas estuvieron desconectadas durante 72 horas y, desde el 5 de octubre, rigen nuevos cronogramas de 48 horas de desconexión a la semana para grandes y medianas empresas.

Las medidas llegan mientras Mazar recibe menos agua de lo habitual y han disminuido las lluvias en la zona que alimenta a Coca Codo Sinclair. En las últimas semanas, además, se han registrado cortes de luz sin previo aviso en Quito y otras ciudades.

Hay menos agua para producir electricidad

Mazar es una enorme reserva de agua que Ecuador utiliza para producir electricidad. Está entre Azuay y Cañar y el agua lluvia sirve para generar energía en tres hidroeléctricas: Mazar, Paute-Molino y Sopladora.

El problema es que, por la falta de lluvias, está entrando menos agua de la que suele llegar y la reserva está bajando.

El 30 de septiembre, Mazar estaba en 2.132,9 metros sobre el nivel del mar, unos 18 metros por encima del nivel mínimo en el que puede operar.

Durante septiembre recibió, en promedio, 51,87 metros cúbicos de agua por segundo. Lo habitual para ese mes son 75.

En las últimas semanas de septiembre el nivel llegó a bajar entre 70 centímetros y un metro por día.

De otro lado, con Coca Codo Sinclair, la hidroeléctrica más grande del país, ocurre algo diferente. Esta central no tiene una gran reserva para guardar agua: depende de la que llegue por el río Coca.

A finales de septiembre a la central estaban llegando alrededor de 180 metros cúbicos por segundo. Dávalos explica que la central puede aumentar su generación, con más de 250. Es decir, si el río trae menos agua, Coca Codo tiene menos capacidad para producir electricidad.

Según Darío Dávalos, experto en el sector eléctrico, el horario de más consumo de electricidad es entre las 18:00 y las 21:00, porque muchas personas regresan a sus casas. En esas horas, el sistema necesita producir más electricidad para responder a esa demanda.

Eso no es lo único que le pasa a Coca Codo, esa hidroeléctrica también puede tener problemas cuando ocurre lo contrario: cuando hay mucha lluvia y el río arrastra demasiados sedimentos.

Eso pasó el 14 de septiembre. La central redujo su generación por la cantidad de lodo, rocas y otros materiales que llevaba el río y el Operador Nacional de Electricidad (Cenace), encargado de coordinar el funcionamiento del sistema eléctrico del país, ordenó cortes temporales en varios sectores de Quito.

No todos los cortes han tenido la misma explicación

En los últimos dos meses se han registrado varias interrupciones de la energía sin previo aviso.

El 21 de agosto hubo cortes en Guayaquil, Durán, Machala, Jipijapa y Santo Domingo. La Corporación Eléctrica del Ecuador (Celec), empresa pública encargada de gran parte de la generación eléctrica del país; dijo que hubo una falla en una línea eléctrica.

El 10 de septiembre hubo cortes en Quito, Tumbaco y Amaguaña. La EEQ informó que realizaba “trabajos correctivos”, sin precisar la causa.

El 14 de septiembre, los cortes sí estuvieron relacionados con la generación: Cenace ordenó desconexiones después de que Coca Codo Sinclair redujera su producción por los sedimentos.

Entre el 27 y el 30 de septiembre hubo nuevas interrupciones en sectores de Quito y sus valles. Las explicaciones oficiales variaron: en algunos casos no se detalló la causa y, para los cortes del Valle de los Chillos del 30 de septiembre, la EEQ señaló daños por las fuertes lluvias.

Entre el 2 y el 4 de octubre también se reportaron cortes en Mapasingue Este, Kennedy Vieja, la avenida Boloña y Urdesa Norte. 

En algunos de esos casos, CNEL atribuyó las interrupciones a fallas en subestaciones y luego comunicó el restablecimiento del servicio.

El 4 de octubre ciudadanos que viven en una zona residencial de Guayaquil, en la etapa 14 de la Alborada, reportaron que estuvieron más de 24 horas sin energía. 

La Corporación Nacional de Electricidad (CNEL) respondió que “debido a factores externos, se presentó una afectación en la subestación que abastece a los sectores Plaza Dañín y Miguel H. Alcívar” lo que generó una interrupción del servicio eléctrico en esta zona. 

Las empresas también tienen cortes

Las restricciones comenzaron con las empresas que más electricidad consumen. El 22 de septiembre, el Gobierno les pidió reducir voluntariamente su consumo un día a la semana, cambiar sus horarios de trabajo o utilizar generación propia.

Después, las medidas se hicieron obligatorias. El 29 de septiembre se ordenaron desconexiones de 48 horas y, el 1 de octubre, se extendieron a 72 horas en total para las empresas de alto consumo.

Desde el 2 de octubre, las distribuidoras notificaron nuevos cronogramas para las siguientes dos semanas: 48 horas de desconexión a la semana. La medida incluye a 189 grandes consumidores de alto voltaje y alrededor de 8.900 usuarios de medio voltaje, entre ellos industrias, comercios y universidades.

¿Estamos como en 2024?

Todavía no es el mismo escenario.

Dávalos explica que, durante la crisis eléctrica de 2024, hubo periodos de unas tres semanas seguidas con niveles de agua extremadamente bajos. Esa situación sostenida todavía no se ha repetido en 2026.

Pero hoy Ecuador necesita más electricidad que hace dos años. Según Dávalos, el consumo ha crecido alrededor de 500 MW.

¿Qué ha hecho el Gobierno desde los apagones de 2024?

Desde la crisis de 2024, cuando Ecuador enfrentó hasta 14 horas sin energía, el Gobierno y Celec ha alquilado barzcazas, compra de nueva generación y reparación de centrales que ya existían. No todos los proyectos han funcionado como estaba previsto.

• Barcazas: Ecuador alquiló tres, que podían aportar hasta 300 MW y cuyos contratos originales sumaron alrededor de USD 250 millones. Pero actualmente solo una, Murat Bey, mantiene contrato vigente. El Gobierno anunció que busca volver a contratar otras dos. 
• Progen: fue contratada en 2024 para instalar 150 MW en Quevedo y Salitral. El Estado pagó más de USD 104 millones en anticipos, pero las centrales nunca funcionaron. Fiscalía investiga un presunto peculado y sostiene que hubo irregularidades para favorecer a la empresa. ()
• Esmeraldas III: Celec contrató a Austral (ATM) para instalar 91 MW, pero la central tampoco llegó a funcionar como estaba previsto. Contraloría encontró indicios de responsabilidad penal y estableció responsabilidades civiles por cerca de USD 54 millones. En 2026, Celec puso a prueba parte de los equipos y generar alrededor de 10 MW.
• Centrales reparadas: Celec también ha recuperado generación que ya existía. En septiembre de 2026, por ejemplo, anunció 145 MW de Trinitaria y Aníbal Santos después de trabajos de mantenimiento. Esos megavatios ayudan, pero no son nueva generación.

Además, el Gobierno anunció en 2026 la incorporación de 920 MW de generación térmica: 525 MW mediante alquiler y 395 MW con compra o reposición de equipos. Hasta septiembre, 10 MW alquilados ya habían entrado en operación en Guangopolo y otros 45 MW estaban previstos para noviembre. El resto de los proyectos estaba en distintas etapas de contratación, ejecución o planificación.

Un tema que generó conversación en redes sociales

Un análisis de la conversación en redes sociales realizado con Golden Social Suite registró, entre el 1 de agosto y el 6 de octubre de 2026, 10.300 publicaciones sobre el tema, realizadas por alrededor de 3.200 usuarios.

Esas publicaciones generaron 317.000 interacciones y tuvieron una audiencia estimada de 34 millones. La conversación se produjo principalmente en X: el 69.1% del contenido fueron tuits, seguido de publicaciones (22,2%) y comentarios (5,9%).

En cuanto al sentimiento, predominó el negativo: 67% de las publicaciones. El 12,4% fue neutral y el 20,5%, positivo.