El sistema eléctrico ecuatoriano atraviesa un momento complejo debido a la planificación estatal, la cual sufre modificaciones constantes.
El 11 de junio de 2026, el Ministro de Ambiente y Energía, Juan Carlos Damián Blum Baquero, firmó el Acuerdo Nro. MAE-MAE-2026-0066-AM, publicado este 6 de julio en el Registro Oficial Nro. 319.
Este documento rectifica lo ya planificado, pues deroga el Acuerdo Ministerial Nro. MAE-MAE-2026-0049-AM, emitido apenas el 29 de abril de 2026.
¿Por qué el Estado deroga la última modificación al plan maestro que no alcanzó ni los 45 días de vigencia? La respuesta, en principio, está en la inestabilidad del sector.
El Acuerdo 0066-AM justifica su existencia en un “proceso de ajuste complementario al Plan Maestro de Electricidad (PME) vigente” que busca establecer un “cronograma realista y ejecutable”.
Sin embargo, el informe técnico de abril de 2026 ya reconocía “desfases acumulados en aproximadamente 1.381,38 megavatios, de proyectos originalmente contemplados en el Plan de Expansión de Generación (PEG) 2023-2032“.
Esta cifra representa casi la potencia total instalada de la central Coca Codo Sinclair, la hidroeléctrica más grande del país.
El Gobierno actual enfrenta una “brecha de potencia de 893,7 MW para el corto plazo”, una carencia que según el Operador Nacional de Electricidad (Cenace) está “comprometiendo los márgenes de reserva operativa y la seguridad del abastecimiento”.
Ante este escenario, la administración de Daniel Noboa ha cambiado al menos dos veces su plan para sumar generación eléctrica en menos de cinco meses, al menos en el papel.
Grandes proyectos: Más megavatios, más plazos
La evolución del Plan Maestro de Electricidad (PME) revela un patrón sistemático: los proyectos de mayor envergadura, aquellos que podrían resolver el déficit estructural, siguen aplazándose.
El proyecto Santiago, la joya de la corona con una potencia proyectada de 2.400 MW, sigue anclado en el papel para los años 2031 (Fase I) y 2032 (Fase II). Lo mismo ocurre con Paute-Cardenillo (595,6 MW), cuya entrada en operación se proyecta ahora para el año 2030.
Originalmente, Cardenillo debía empezar a operar en el año 2026, mientras que Santiago estaba planificada para 2027 y 2028. Ambos proyectos han sido aplazados por la falta de recursos y de gestión.
La gran novedad del Acuerdo 0066-AM es la introducción de la “estructuración por fases” para proyectos clave como Tugaduaja 1 (fotovoltaico), Tugaduaja 2 (termoeléctrico) y El Palmar (termoeléctrico).
Según el documento oficial, esta medida busca “garantizar que el ingreso de cada bloque de potencia esté respaldado por la infraestructura de transmisión necesaria”.
Analistas eléctricos consultados por Radio Pichincha señalan que esto evidencia una “descoordinación entre lo que establece el Plan Maestro y las soluciones emergentes“, pues, al dividir los proyectos en fases, el Gobierno gana tiempo político, pero dilata la entrada de los megavatios necesarios para evitar los racionamientos que en 2024 llegaron a ser de hasta 16 horas diarias.
Promesas incumplidas
Mientras el Gobierno firma nuevos ajustes al PME, el parque generador existente se desmorona.
De los 1.879 MW que componen el parque termoeléctrico estatal, el 44% (834 MW) está fuera de operación debido a que más de un tercio de las centrales tienen entre 30 y 50 años de antigüedad, según cifras oficiales. Ejemplos como las centrales Aníbal Santos (1970) y Gonzalo Zevallos (1976) son, en palabras de expertos, “chatarra energética” que ha superado con creces su vida útil.
El PME 2023-2032 establecía como meta la reposición de 400 MW de este parque obsoleto hasta el año 2029.
No obstante, el Acuerdo 0066-AM muestra que proyectos de reposición masiva apenas se asoman en el cronograma para 2028 y 2029. Esta inacción ha forzado al país a depender de soluciones costosas y temporales.
En noviembre de 2025, la salida “rápida” del Ejecutivo fue apostar por 824 MW en arrendamiento de barcazas y centrales térmicas, algo que funciona a medias, pues proyectos clave como El Salitral y Quevedo no generan ni un solo megavatio al país, pues la empresa Progen no logró concretar estas dos termoeléctricas.
Allí está también el caso de Esmeraldas III (91 MW): aunque se contrató en agosto de 2024, para julio de 2026 solo se registraban pruebas de apenas 30 MW, en medio de arbitrajes y dudas sobre su cumplimiento real.
Transmisión: El cuello de botella
El Acuerdo 0066-AM pone especial énfasis en el Plan de Expansión de la Transmisión (PET), ajustando las fechas de ingreso de obras para que coincidan con la generación. Se incorporan proyectos como la ampliación de la subestación Nueva Prosperina (230 kV) para el primer semestre de 2026 y el Sistema de Transmisión Nueva Macas (230/138 kV) para el segundo semestre del mismo año.
El Gobierno sostiene que este ajuste permite “mitigar los riesgos de saturación y sobrecarga en la red existente”.
No obstante, la realidad es que el país pierde cerca del 20% de la electricidad que produce en sus propias redes de transmisión y distribución, una cifra que triplica el promedio internacional del 6%. Esos 1.200 MW que se pierden por equipos obsoletos y subestaciones sobrecargadas equivalen, irónicamente, a casi todo el déficit que el país busca cubrir con urgencia mediante barcazas y racionamientos.
Planificación cuestionada
La evolución del PME en los últimos gobiernos demuestra que el plan se ha convertido en un documento de intenciones más que en una hoja de ruta vinculante.
Marco Acuña, coordinador del Consejo Consultivo de Ingenierías y Economía, subrayó semanas atrás que “en casi tres años el gobierno ha anunciado que incorporará nuevos proyectos de generación y hasta ahora no hay nada en firme”.
El Acuerdo 0066-AM, al igual que su antecesor derogado 0049-AM, intenta dar, nuevamente, una hoja de ruta.
Sin embargo, el propio Ministerio de Ambiente y Energía reconoce que el ajuste es necesario para “agilizar la obtención de financiamiento con organismos multilaterales cuyos trámites toman más de un año”.
La dependencia de las importaciones de energía desde Colombia —suspendidas en enero de 2026 por tensiones arancelarias—, los fallidos contratos eléctricos y el incremento de costos por el uso de combustibles importados para generación térmica, dejan al Ecuador en una posición de extrema vulnerabilidad.
El Acuerdo MAE-MAE-2026-0066-AM establece que la Dirección de Prospectiva y Planificación Eléctrica debe usar estos resultados como línea base para la próxima actualización integral del PME con horizonte al año 2035.
Radio Pichincha
LV
