Cuando en Ecuador se habla de crisis eléctrica, la atención suele centrarse en la falta de lluvias o en problemas de falta de agua en las centrales hidroeléctricas tal como ocurrió en 2024, durante la última emergencia eléctrica que obligó a apagones de hasta 16 horas diarias.
Sin embargo, el “Informe del Plan Bianual de Operación (PBO) Abril 2026 – Marzo 2028″ elaborado por el Operador Nacional de Electricidad (Cenace) revela un problema mucho más profundo: la infraestructura física que transporta la electricidad está operando al límite de sus fuerzas.
Estos hallazgos revelan que el sistema no solo carece de generación, sino que opera al límite de sus capacidades físicas, sostenido por “remiendos” temporales. Y uno de los problemas es que no existe nuevas inversiones en la generación y transmisión eléctrica.
Así, el informe revela que Cenace ha tenido que alterar la arquitectura básica de la red de transmisión en varios puntos del país para evitar apagones inmediatos, creando condiciones de alta vulnerabilidad en puntos específicos:
- Zona Policentro (Guayaquil): Para evitar el colapso del sector, se instaló de forma emergente un transformador móvil (MO4), cuyo equipo de emergencia ya alcanzó el 100% de su capacidad de carga, lo que significa que ante cualquier falla mínima en la zona no hay margen de maniobra.
- Zona Santa Elena: Tras dañarse el autotransformador principal en febrero de 2026, se colocó una unidad provisional. Sin embargo, debido a que sus características técnicas no son compatibles con el transformador paralelo, la carga se reparte de forma desigual (3 a 1). Como resultado, es imposible dar mantenimiento a las centrales locales Santa Elena II y III sin apagar o cortar la luz a la población peninsular.
El “breaker”
El Sistema de Protección Sistémica (SPS) está diseñado como una “última línea de defensa” para colapsos extremos.
No obstante, debido a la falta de inversión, se ha convertido en una herramienta de operación diaria incluso para contingencias comunes (N-1).
Cenace advierte textualmente que abusar del SPS obliga a desconectar automáticamente cantidades masivas de generación o carga de usuarios. Esto genera sobretensiones de voltaje y sobreexcitación en los generadores que pueden provocar un colapso en cadena (blackout parcial o total) de la red nacional.
Vulnerabilidad de Coca Codo Sinclair
La ciudadanía suele ver a Coca Codo Sinclair (CCS), la hidroeléctrica más grande del país con una potencia instalada de 1.500 megavatios, únicamente como una fuente de energía, pero el informe de Cenace desvela su rol crítico en la estabilidad del voltaje nacional.
Para evitar que los voltajes se descontrolen en todo el país, el sistema requiere mantener encendidas obligatoriamente al menos dos unidades de CCS en horas de demanda media y alta, y al menos cuatro unidades en demanda baja.
Si la central se apaga repentinamente (como ocurrió 33 veces en 2025 debido a la calidad del agua y sedimentos), Cenace ve obligado a realizar maniobras extremas como abrir líneas de transmisión principales, lo cual reduce la seguridad de todo el sistema eléctrico nacional.
Transformadores al borde del colapso térmico
Múltiples subestaciones clave a nivel nacional operan de forma no redundante y al límite de su capacidad.
Los autotransformadores en subestaciones estratégicas como Milagro, Dos Cerritos, Durán, Ambato y Riobamba operan al 95% y 100% de cargabilidad.
Muchos de estos transformadores en paralelo tienen capacidades distintas, por lo que, ante una falla técnica (contingencia N-1) de la unidad más grande, el transformador que queda encendido no puede soportar la carga restante, provocando apagones automáticos inmediatos por sobrecarga.
Escenario económico por un posible estiaje
Si la crisis hidrológica llega a un escenario de sequía severa extrema, el costo de la energía no suministrada (CENS)—es decir, el impacto del racionamiento eléctrico en la economía de las industrias, comercios y hogares—se estima en USD 501,8 millones.
Para mitigar este riesgo de desabastecimiento en un año seco mediante generación termoeléctrica, el país requeriría un gasto monumental de USD 2.846,9 millones únicamente para la compra local de combustibles (diésel, fuel oil y gas natural).
Radio Pichincha
LV