Tras la suspensión de la importación de energía desde Colombia, en enero de 2026, el sistema eléctrico nacional enfrenta un panorama oscuro.
Ante este escenario, el Gobierno de Ecuador busca opciones para suplir el incremento de la demanda eléctrica en el país.
Así, el Gobierno de Daniel Noboa oficializó una medida de emergencia mediante el Acuerdo Ministerial Nro. MAE-VEER-2026-0001-AM (publicado en el Registro Oficial el 16 de marzo de 2026), el cual habilita al Operador Nacional de Electricidad (Cenace) para administrar y activar grupos electrógenos del sector privado.
La disposición busca mitigar los efectos de una red eléctrica que, según informes oficiales, ya no puede cubrir la demanda interna por sí sola.
La Subsecretaría de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica emitió un informe técnico el 4 de marzo de 2026 advirtiendo una realidad alarmante.
El análisis del Plan Bianual de Operación 2025–2027 evidencia que “existen restricciones estructurales y operativas en el Sistema Nacional de Transmisión que generan riesgos de sobrecarga, bajos perfiles de voltaje y posibles desconexiones de demanda”.
Estas fallas sistémicas obligan al Estado a recurrir a la autogeneración privada como última línea de defensa para “preservar la continuidad de servicio al usuario final”.
La opción, los privados
El acuerdo ministerial habilita el esquema para que el Cenace active la operación de grupos electrógenos de emergencia (GEE) ante problemas de “cargabilidad, bajos voltajes, mantenimientos, indisponibilidad de elementos de la red de transmisión o distribución, contingencias, u otras circunstancias que puedan ocasionar desconexiones de carga”.
Este plan integra formalmente a las empresas que poseen equipos de combustión interna al Sistema Nacional Interconectado (SNI).
Meses atrás, la ministra de Energía, Inés Manzano,señaló que la participación del sector privado es estrictamente voluntaria. “No es pedido de desconexión, es pedido de que: ‘si tienes generador, conéctate, véndeme la energía’, así como le compro a Colombia, le puedo comprar a los privados”.
Compensación económica y requisitos técnicos
El Gobierno incentiva esta generación privada mediante una tarifa de compensación fijada por la Agencia de Regulación y Control de Electricidad (Arconel).
La Regulación ARCONEL-003/24 establece que, por la energía generada durante los periodos críticos de sequía o déficit, el Estado pagará valores que se actualizan mensualmente. Por ejemplo, en periodos previos se han fijado tarifas de USD 0,25,77 centavos por kWh para generadores con Diésel 1 y 2, y USD 0,28,04 centavos para quienes usen Diésel Premium.
Para participar en este esquema, las empresas deben cumplir con un proceso de calificación técnico riguroso administrado por las distribuidoras eléctricas. Entre los requisitos principales destacan:
- Potencia mínima: Los equipos deben tener una potencia nominal mínima de 100 kW.
- Sistema de medición dual: Las empresas deben instalar dos medidores específicos: el M1, para registrar el consumo habitual de la red, y el M2, exclusivo para cuantificar la energía producida por el grupo electrógeno durante el periodo de déficit.
- Combustible: Los propietarios deben gestionar la compra de combustible sin subsidio bajo su propia responsabilidad y presentar las facturas correspondientes para el cómputo de la compensación.
El Acuerdo MAE-VEER-2026-0001-AM amplía el alcance de esta normativa para incluir no solo a los propietarios de los equipos, sino también a “aquellos consumidores (regulados o no regulados) que arrienden, contraten o mantengan suscrito cualquier instrumento legal para regular la relación con los grupos electrógenos de emergencia”.
Cortes de luz en Quito y en la Costa
Sin el alivio de la energía colombiana, las centrales hidroeléctricas ecuatorianas operan a su máxima capacidad, lo que resultan insuficientes ante el pico de demanda.
Además, la falta de inversión en el Sistema Nacional de Transmisión han generado cortes de luz de forma recurrente en todo el país.
El 16 de marzo de 2026, barrios del norte de Quito como La Concepción, Comité del Pueblo, Quito Tenis, Pinar Bajo y Calderón y varias zonas de la Costa ecuatoriana reportaron cortes de luz que se prolongaron por más de una hora.
Aunque la Empresa Eléctrica Quito atribuyó las interrupciones a la “desconexión de una línea principal”, sectores del valle de Tumbaco y el sur de la ciudad también registraron apagones.
Dificultades
Expertos eléctricos señalan que el Cenace enfrenta dificultades técnicas insalvables en la gestión diaria. Según analistas del sector, resulta “raro lo del Cenace; no podían entrar al pico de la noche sin agua en el microembalse de Coca Codo Sinclair”.
Con un caudal de ingreso de apenas 130 m³/s, la central no puede generar más de 500-600 MW, lo que deja un vacío en la demanda al no tener el respaldo de Colombia.
La dependencia del caudal de Coca Codo Sinclair (CCS), la hidroeléctrica más grande del país con una capacidad instalada de 1.500 megavatios, se vuelve crítica en meses de alta demanda por calor en la costa, como marzo y abril, donde “así el caudal de Paute esté a ‘full’, ya la demanda de energía es mucha”.
Según Cenace, con corte a las 10:00 de este 17 de marzo, CCS inyecta el 26% de la energía hidroeléctrica del país debido a una caída en su producción por la presencia de sedimentos en el agua del río Coca.
En tanto, la hidroeléctrica Paute, que es parte del complejo Paute Integral, clave para la época de estiaje, inyecta el 27% de la energía hidroeléctrica.
Actualmente la demanda nacional de electricidad alcanza los 4.656 megavatios.