El mercado eléctrico experimenta un incremento sostenido.
Para el despacho del 7 de septiembre de 2026, el precio de la electricidad colombiana hacia Ecuador escaló a USD 87,99 centavos por kilovatio hora (cUSD/kWh). Esta tarifa casi triplica el promedio de USD 33 centavos por kWh que Ecuador pagaba a inicios de agosto de 2026, cuando ambos países reactivaron el intercambio.
La escalada coincide con una reducción de la energía ofertada por Colombia, que para la jornada del 7 de septiembre se situó en apenas 2.384 megavatios hora (MWh).
Ante la escalada de tarifas, el Operador Nacional de Electricidad (Cenace) suspendió la compra de energía colombiana para este lunes 7 de septiembre.
La decisión frena un flujo en alza desde el 5 de agosto de 2026, tras seis meses de suspensión.
Al inicio de la reactivación, Ecuador importó 6.538 MWh, y a fines de agosto las adquisiciones promediaron 301,5 MW. La volatilidad interrumpe un suministro que ya cubría del 6,04% al 8,35% de la demanda nacional.
El origen del alza: Colombia activa alertas preventivas por sequía
La vertiginosa subida de los precios responde a las medidas de contingencia aplicadas en el sector eléctrico colombiano. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) de Colombia emitió el 5 de septiembre de 2026 la Circular N.° 343, declarando el inicio del “período de riesgo de desabastecimiento” en su sistema nacional ante la sequía.
La CREG adoptó esta medida preventiva para preservar la confiabilidad del sistema ante la llegada del Fenómeno de El Niño extremo. Sustenta su decisión en informes del Centro Nacional de Despacho (CND) y del Consejo de Operación (CNO), los cuales confirman que las cuencas acumulan cuatro meses con aportes hídricos inferiores al promedio histórico.
En los últimos tres meses, registran menos del 80%: 76,6% en junio, 78,8% en julio y 74,5% en agosto de 2026.
El IDEAM de Colombia prevé con más del 90% de probabilidad un fenómeno de El Niño “muy fuerte” para el otoño e invierno (2026-2027), y estima un 69% de opción de superar la intensidad de los registros históricos desde 1950. Esta sequía mermó las reservas de los embalses colombianos, situando el nivel agregado al 3 de septiembre de 2026 en un 83,22%, por debajo del umbral ISO-Térmica.
La Circular CREG N.° 343 no suspende de forma expresa la exportación ni impone racionamientos automáticos. Sin embargo, activa las reglas de la Resolución CREG 101 127 de 2026, que obligan a despachar un valor mínimo de generación hídrica y modifican las reglas de precios en la bolsa colombiana. Como consecuencia, la cotización en bolsa —que en agosto promediaba 948,7 $/kWh— se disparó en las ofertas de exportación, encareciendo el suministro externo.
El impacto en Ecuador: Presión inmediata sobre el embalse de Mazar
La pérdida de energía colombiana traslada la presión al parque de generación de Ecuador. En las últimas semanas, el país utilizó la electricidad importada para conservar las reservas de sus principales represas. Al suspenderse este flujo por los altos costos, Ecuador debe activar su capacidad interna para cubrir un consumo nacional que supera los 5.200 MW en el día y los 5.400 MW en la noche.
Esta exigencia repercute directamente en el embalse de Mazar, el “pulmón” principal del sistema eléctrico nacional. Mazar alimenta en cascada a las centrales Mazar (170 MW), Paute-Molino (1.100 MW) y Sopladora (487 MW), las cuales suman una capacidad instalada de 1.757 MW y cubren hasta el 38% de la demanda de electricidad de Ecuador.
El Cenace confirma que la represa de Mazar sufre una caída progresiva. El embalse registró una cota de 2.147 metros sobre el nivel del mar (msnm) el 1 de septiembre de 2026, y descendió a 2.145,74 msnm para las 17:00 de este lunes 7 de septiembre. Esta baja de 1,26 metros en una semana expone la vulnerabilidad del sistema, cuya cota crítica absoluta se sitúa en 2.098 msnm. El descenso prolonga la tendencia de agosto, cuando Mazar retrocedió también retrocedío más de 4 metros.
El parque termoeléctrico ecuatoriano asume la carga, pero opera con graves restricciones de capacidad real (entre 800 MW y 1.400 MW).
Perspectiva de las transacciones bilaterales entre privados
Este escenario ocurre mientras avanza el marco de transacciones privadas. El Ministerio de Minas y Energía de Colombia emitió el 10 de julio de 2026 la Resolución 40308, que dicta lineamientos para habilitar contratos de compraventa a largo plazo entre empresas privadas de ambos países.
Gremios de ambos países discrepan sobre su viabilidad.
La Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg) de Colombia califica la norma como inaplicable. Su presidente, Alejandro Castañeda, explica -a medios locales- que el país carece de excedentes para contratos de largo plazo sin arriesgar el consumo interno. Además, señala que colisiona con el modelo ecuatoriano, donde solo el operador estatal Cenace centraliza las importaciones internacionales.
Roberto Aspiazu, director de la Cámara de Energía de Ecuador (Cede), se muestra optimista e indica que Arconel y la CREG diseñan los contratos bajo la Decisión 757 de la Comunidad Andina y la Regulación 007/24 de Arconel. Esto busca que las industrias —que consumen el 46% de la electricidad nacional— aseguren su abastecimiento mediante autogeneración o contratos bilaterales directos antes de diciembre de 2026.
Así, la reducción de la oferta hídrica en Colombia y el consecuente encarecimiento de sus excedentes energéticos reconfiguran las prioridades de ambos estados en el estiaje de 2026.