Ecuador ya no apuesta a traer la electricidad desde Colombia
Condiciones de producción y exportación colombianas encarecen notablemente el costo de importación. Hoy se impulsa la energía térmica y los cortes programados.
Los reportes del Operador Nacional de Electricidad del Ecuador (Cenace) indican que la producción hidroeléctrica se mantenía en niveles bajos el 11 de octubre de 2026 –unos 4.300 megavatios (MW)– al final del feriado de tres días, tras experimentar el mayor pico de demanda el 6 de octubre (5.268 megavatios).
Otro dato llamativo del informe de los primeros días del mes es que la importación desde Colombia se mantiene prácticamente en los niveles de exportación a Perú (998 vs 963 megavatios hora (MWh), un equilibrio distinto al que se mantuvo a lo largo del año: se importaron 279 GWh, frente a los 28 GWh de exportación.
La importación desde Colombia se logró tras superar las desavenencias políticas entre los gobiernos de Daniel Noboa y de Gustavo Petro, quien concluyó su mandato el 7 de agosto de 2026, pero a un precio más alto que el habitual.
Esas importaciones han llegado a pagarse a más de USD 2 por kilovatio hora (KWh), una cifra bastante alta en relación con los precios que usualmente venían fluctuando entre USD 0,30 y USD 0,92 por KWh.
Todo esto en un contexto muy complejo por el estiaje que ha reducido el potencial de las centrales hidroeléctricas, desde el habitual 77% en épocas de lluvia hasta menos del 49% en sequías como las que se experimentan en el Austro y en la cordillera amazónica.
Se han aplicado restricciones al sector industrial y ajustes en los horarios de suspensión de servicio eléctrico, además de la incorporación y alquiler de generación termoeléctrica de emergencia para sostener el sistema.
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El Gobierno avanza en la renovación de contratos de barcazas de generación eléctrica de la empresa turca Karpowership para afrontar el estiaje, mientras que el presidente Daniel Noboa descartó la contratación de embarcaciones adicionales.
La central hidroeléctrica Coca Codo Sinclair, la más grande del país con una capacidad instalada de 1.500 MW, opera hoy bajo condiciones muy variables debido al estiaje y problemas técnicos recurrentes.
Desde mediados de septiembre, el volumen de agua de los ríos que la abastecen ha sufrido una reducción notable. Para generar de forma óptima a unos 1.200 MW continuos, requiere caudales de entre 240 y 250 m³/s; sin embargo, los promedios fluctúan drásticamente a la baja.
Al ser una planta de pasada (que no cuenta con un embalse gigante de reserva como Mazar), es altamente vulnerable a los sedimentos y palizadas. Cuando se registran lluvias repentinas en su cuenca, los ríos los arrastran masivamente.
Esto obliga a los operadores a cerrar compuertas de captación de manera emergente para proteger las turbinas, provocando caídas súbitas en la producción energética nacional y apagones imprevistos.
A su vez, por falta de lluvias en la zona, el complejo Paute-Mazar se ve obligado a encenderse intensamente para cubrir el bache, desgastando críticamente sus reservas.
La producción se ha seguido basando en la hidroelectricidad (74,2%) y la energía térmica (25%). El Plan de Operación del Cenace señalaba a noviembre de 2026 como el punto con mayor presión energética.
De acuerdo con los registros del Ministerio de Ambiente y Energía y de CELEC, hasta mediados del año en curso únicamente se habían logrado adjudicar en firme 55 megavatios (MW), lo que representa aproximadamente solo el 3,9% de la brecha global alertada por el CENACE.
Lexis señala que la mayoría de estos concursos públicos fracasaron o se declararon desiertos debido a la falta de ofertas válidas o problemas normativos con el Servicio Nacional de Contratación Pública (Sercop). Asimismo, por el lastre del denominado “Caso Apagón", que ocupa a las instancias judiciales.
Ante este panorama 2026-2027, en el Plan se volvía a mirar como una alternativa la importación privada desde Colombia, que podría llegar hasta a 282 MW diarios. Pero la realidad de los costos pesó más que la esperanza ante una crisis irresuelta.
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Por qué la energía de Colombia es cara
Para abastecer a Ecuador y proteger su propio mercado, Colombia genera electricidad mediante plantas térmicas que funcionan con gas natural, diésel y fuel oil. Mientras un kilovatio-hora (kWh) hidroeléctrico puede costar entre 3 y 4 centavos, el de origen térmico eleva drásticamente la tarifa.
Colombia importa una parte significativa del gas natural que consume, por lo que las fluctuaciones y alzas en los precios internacionales de los hidrocarburos encarecen de forma directa la generación de energía.
Colombia prioriza el resguardo de sus reservas de agua en medio de épocas secas o de estiaje. Al guardar el agua de sus hidroeléctricas para su propia demanda interna, se ve obligada a despachar únicamente energía térmica (más cara) hacia los países vecinos a través de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo (TIE).
Los precios también responden a la escasez de oferta regional y a la necesidad de cubrir los costos logísticos y operativos de encender las centrales de respaldo.
Tabla comparativa de costos Ecuador-Colombia
Una brecha de hasta 10 veces
En Ecuador, el consumidor final paga una tarifa regulada y subsidiada por el Estado. Cuando el Cenace compra energía cara a Colombia, el Estado asume pérdidas masivas, ya que no puede trasladar inmediatamente ese costo real de producción a las planillas de los ciudadanos sin triplicar el valor de las facturas.
Colombia vende a Ecuador bajo un esquema de excedentes termoeléctricos. Esto significa que Ecuador paga el costo marginal de la última planta térmica encendida en Colombia (las plantas a diésel más ineficientes y caras de operar), sumado a los costos de transmisión internacional.
En Colombia, cuando los aportes hídricos caen por debajo de la media histórica (bajo amenazas climáticas como el fenómeno de El Niño), el país activa de inmediato protocolos de emergencia para evitar el desabastecimiento interno.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) aplica normativas estrictas que suspenden o reducen drásticamente (hasta un 99%) la venta de energía a Ecuador. El mercado colombiano prioriza llenar sus propios embalses antes de enviar cualquier excedente al exterior.
Al bajar el caudal de sus ríos, Colombia se ve obligada a operar intensamente sus centrales termoeléctricas. Esto eleva de inmediato los costos marginales de su propia electricidad, encareciendo las tarifas del mercado de oportunidad.
