Ecuador se encuentra en una carrera contra el tiempo y la oscuridad. Mientras se mira de reojo a los caudales de los ríos que alimentan las principales hidroeléctricas, el Gobierno intenta mejorar el parque térmico de Ecuador.
Así, a través del Acuerdo Ministerial MAE-VEER-2025-0006-AM, emitido el 24 de diciembre de 2025, el Ministerio de Ambiente y Energía dispone la renovación del parque térmico, el cual, hoy es más una carga que un auxilio.
¿Qué establece el Acuerdo Ministerial 2025-0006?
Ante esta emergencia, el Viceministerio de Electricidad y Energía Renovable emitió el “Procedimiento para la Reposición de Centrales de Generación Eléctrica”. Sus alcances son estrictos y buscan obligar a las empresas públicas a planificar el retiro de la chatarra energética:
- Plazos Urgentes: Se dispone que la Corporación Eléctrica del Ecuador (Celec) elabore en un plazo de 45 días un procedimiento estándar para retirar la infraestructura obsoleta. Ese plazo vence el 7 de febrero de 2026.
- Actualización de Planes: En solo 15 días, se debe actualizar el informe de obsolescencia y, en 60 días, presentar un “Plan de Retiro, Reposición y/o Modernización” para los próximos cinco años. Ese plazo vence a finales de febrero de 2026.
- Tecnología de Punta: El acuerdo exige que la potencia de reemplazo sea igual o superior a la anterior, utilizando la mejor tecnología disponible y priorizando combustibles de transición como el gas natural para reducir la contaminación y costos operativos.,
Parque térmico obsoleto
La realidad del sector eléctrico ecuatoriano es crítica. De los 1.879 megavatios (MW) que componen el parque termoeléctrico estatal, el 44% (834 MW) está fuera de operación justo cuando el país está a dos meses y medio de sequía o estiaje. La principal causa es la vetustez de las máquinas: más de un tercio de las centrales tienen entre 30 y 50 años de antigüedad.
Ejemplos emblemáticos como las centrales Aníbal Santos (operativa desde 1970) y Gonzalo Zevallos (desde 1976-1978) evidencian un sistema que ha superado con creces su vida útil.
Esta vieja tecnológica se traduce en una indisponibilidad impredecible que obliga a mantenimientos de emergencia constantes, elevando los costos y reduciendo las reservas necesarias para cubrir el pico de demanda, que para este 2026 se estima en 5.270 MW.
La hoja de ruta al 2032
El Plan Maestro de Electricidad (PME) 2023–2032, en su Capítulo 4, contempla los nuevos proyectos eléctricos.
Este documento reconoce que el sistema ecuatoriano es altamente dependiente de las lluvias (la hidroelectricidad aporta históricamente el 80-90% de la energía), lo que lo vuelve vulnerable ante el cambio climático.
El plan contempla una inversión total de USD 10.446 millones para incorporar 6.304 MW de nueva generación hasta 2032.
Allí se contempla que hasta 2029 se repongan 400 MW de la generación térmica que ha cumplido su vida útil.
Riesgo de apagones, dependencia externa y plan futuro
A pesar de estos planes, el presente es desalentador. Expertos advierten que el déficit de energía podría oscilar entre los 700 y 1.000 MW si las condiciones climáticas empeoran.
Actualmente, el país sobrevive gracias a la importación de energía desde Colombia (hasta 450 MW) y al alquiler de barcazas temporales, soluciones que, si bien evitan apagones inmediatos, encarecen la tarifa eléctrica al no ser energía firme permanente.
Y, el gobierno destaca que la demanda de energía también se cubre con la recuperación de termoeléctricas:
- La Unidad de Negocio Termogas Machala de Celec incorporó 20 megavatios (MW) de energía firme al sistema eléctrico nacional, una vez que entró en operación comercial la Unidad TM4, que funciona con gas natural o diésel. Esta central se ubica en la comuna Bajo Alto, cantón El Guabo, provincia de El Oro.
- La recuperación de 30 megavatios de la central termoeléctrica Álvaro Tinajero, ubicada en la provincia de Guayaquil y Santa Elena.
- Radio Pichincha