Mientras la ciudad soporta una ola de calor que ha disparado la demanda a récords históricos y la Aerovía de Guayaquil suspende sus operaciones por falta de suministro, el nuevo Plan de Operación del Sistema Nacional Interconectado (S.N.I.) 2026-2027 del Operador Nacional de Electricidad (Cenace) lanza una advertencia: el país enfrenta una “vulnerabilidad estructural” donde la generación local tiene un 25% de probabilidad de ser incapaz de cubrir la demanda.
El informe técnico de marzo de 2026, además, revela la dependencia eléctrica de tres ejes: la hidroeléctrica Coca Codo Sinclair, la energía que proviene de Colombia y la necesidad del mantenimiento de la infraestructura de transmisión.
Coca Codo Sinclair, indispensable para la estabilidad
La central hidroeléctrica Coca Codo Sinclair (CCS), con sus 1.500 megavatios de capacidad instalada, se mantiene como la columna vertebral de la generación, pero su operatividad depende, en parte, de los sedimentos en el río Coca, de donde se capta el agua para generar energía.
El informe de Cenace destaca que para controlar los voltajes del sistema es imperativo “mantener en operación al menos dos unidades de la central Coca Codo Sinclair en demandas media y máxima”.
Sin embargo, la realidad técnica de la hidroeléctrica es compleja: solo en 2025, la central registró “al menos una salida por mes desde abril, acumulando un total de 33 salidas de operación” debido a la mala calidad del agua.
La importancia de CCS es tal que el operador se vio obligado a tomar decisiones de riesgo.
En febrero de 2026, se postergaron los trabajos de control de sedimentos previstos para el feriado de Carnaval porque, según el análisis técnico, “la salida de esta central representaba un riesgo para el abastecimiento durante los periodos de demanda máxima“. Prescindir de su aporte hubiera acarreado un riesgo operacional inasumible. Por eso, se reprogramó estos trabajos para junio de 2026.
Colombia, un pulmón energético clave, pero en amenaza
El intercambio con Colombia ha pasado de ser un apoyo comercial a un recurso de supervivencia.
El Plan 2026-2027 define la interconexión como un “recurso estratégico para mitigar la variabilidad hidrológica y fortalecer la seguridad del SNI“, permitiendo una importación máxima de 450 MW.
Entre diciembre de 2025 y enero de 2026, Ecuador importó 295,73 GWh, energía que fue “fundamental para evitar cortes por déficit de potencia en ciertos días y horarios de demanda media y máxima“.
No obstante, esta dependencia quedó expuesta el 22 de enero de 2026, cuando Colombia suspendió sus exportaciones hacia Ecuador.
El Cenace admite que, sin este respaldo, los márgenes de reserva han sufrido un impacto directo, obligando al despacho de “generación térmica más costosa” para sostener el sistema.
El informe señala que, en ausencia de las importaciones colombianas, “el sistema podría no contar con la capacidad suficiente para atender la demanda”, por ende, la “desconexión de carga en los períodos de mayor consumo” se vuelve inevitable.
Inversión: transmisión y distribución al 120% de capacidad
El sistema de transporte de energía prácticamente está saturado.
Expertos señalan que las redes de distribución operan bajo una presión que supera sus límites físicos, alcanzando niveles del 110% o 120% de su capacidad.
El Cenace identifica como obras “prioritarias para garantizar la operación segura” la puesta en servicio de las subestaciones Orquídeas, Nueva Salitral y Esclusas (todas de 230/69 kV), esenciales para aliviar la carga de las subestaciones Pascuales y Salitral.
El informe también lanza un reclamo a las empresas de distribución por el “alto incumplimiento a nivel nacional” en la corrección del factor de potencia, lo que degrada la calidad del voltaje y aumenta los costos operativos.
Además, advierte que la falta de expansión en transmisión ha forzado a utilizar “generación no económica” en zonas críticas como Guayaquil solo para evitar que las líneas se quemen por sobrecarga.
Evolución del plan: de la advertencia al riesgo de colapso
La comparación entre el plan anterior (2024-2026) y el actual revela un deterioro acelerado del sistema eléctrico. Mientras que en mayo de 2024, el Cenace hablaba de una operación “degradada” y un riesgo “permanente de déficit”, el plan 2026-2027 eleva la alerta a una vulnerabilidad sistémica.
Hoy, el país necesita la incorporación de, al menos, 893,7 MW adicionales para el estiaje 2025-2026.
El operador recalca que “toda la generación arrendada deberá ser remplazada por generación propia” con un factor de planta igual o superior para asegurar la resiliencia ante sequías extremas que podrían causar pérdidas de hasta USD 823,69 millones.
Responsabilidades para cumplir los deseos de Cenace
Las entidades del Estado tienen responsabilidades específicas y urgentes delineadas en el Plan de Operación 2026-2027 para evitar el colapso del sistema eléctrico nacional.
El cumplimiento de estas tareas es fundamental, ya que el Cenace advierte una vulnerabilidad estructural con un 25% de probabilidad de que la generación local no cubra la demanda.
Estas son las tareas que recomienda el Cenace a las diferentes instituciones del Estado:
Ministerio de Ambiente y Energía
- Debe disponer y supervisar la entrada en operación de nuevas plantas de generación térmica para asegurar energía firme entre enero de 2026 y diciembre de 2027.
- Realizar una revisión integral y actualización del Plan Maestro de Electricidad (PME) para reducir la brecha de generación antes de retirar la energía arrendada.
- Gestionar los recursos económicos para las importaciones de electricidad desde Colombia (hasta 450 MW) y asegurar el financiamiento para la compra de combustibles.
- Liderar y fortalecer un plan de ahorro y eficiencia energética coordinado con la ciudadanía y los sectores público y privado.
- Y, realizar el seguimiento estricto a la ejecución de grandes proyectos hidroeléctricos como Cardenillo (596 MW) y Santiago (2400 MW).
Operador Nacional de Electricidad (Cenace)
- Efectúa la planificación operativa de corto, mediano y largo plazo para abastecer energía al mínimo costo posible.
- Debe diseñar esquemas de protección locales para preservar la seguridad del sistema ante la alta cargabilidad de los elementos.
- Coordinar diariamente la viabilidad de las Transacciones Internacionales de Electricidad (TIEs) para optimizar los costos y proteger las reservas hídricas.
- E, instar al transmisor y a las distribuidoras a alinear sus cronogramas de expansión para que las obras entren en operación de forma unificada.
Celec y Transelectric
- Celec debe gestionar la contratación y los recursos financieros para el mantenimiento preventivo y correctivo de todo el parque hidroeléctrico y termoeléctrico nacional.
- Transelectric tiene la responsabilidad de ejecutar planes de expansión prioritarios, incluyendo las subestaciones Orquídeas, Nueva Salitral y Esclusas para aliviar la carga en Guayaquil.
- Debe evaluar e instalar requerimientos adicionales de compensación reactiva e inductiva para mejorar el control de voltaje en el Sistema Nacional Interconectado (SNI).
- Se le exige implementar un plan de mantenimiento para transformadores de gran capacidad (igual o mayor a 225 MVA) sin interrumpir el servicio a la demanda.
Empresas de Distribución (como CNEL)
- Deben ejecutar de manera obligatoria las acciones para cumplir con el factor de potencia en los puntos de entrega, reduciendo así los costos de generación térmica y mejorando el voltaje.
- Tienen la responsabilidad de gestionar recursos de inversión para obras de subtransmisión que permitan transferencias de carga y minimicen la suspensión del servicio.
- Deben ejecutar obras específicas para asegurar la calidad del servicio en zonas críticas, como la repotenciación de la subestación Santa Elena y mejoras en el nororiente.
Petroecuador
- Su responsabilidad principal es garantizar el suministro oportuno y confiable de grandes volúmenes de fuel oíl, residuo y diésel requeridos por el sector eléctrico, especialmente durante las estaciones secas.
Situación actual
Pese a las polémicas decisiones del Gobierno, se han registrado cortes de luz repentinos que superan las 12, 18 y hasta 24 horas en diversas zonas, principalmente en Guayaquil, Daule y Samborondón.
Entre las afectaciones más graves se encuentran:
- Guayaquil: La Aerovía suspendió sus operaciones por falta de energía. En el centro (calles Aguirre y Escobedo), los cortes superaron las 24 horas, obligando a los locales comerciales a usar generadores. Otros sectores afectados incluyen la ciudadela Guayacanes, Geranios 1 y la cooperativa Gallegos Lara.
- Daule: En la parroquia La Aurora (urbanizaciones como Villa Club, etapa Boreal), se reportaron cortes de 13 horas tras la explosión de un transformador. En otras urbanizaciones de la Vía a Salitre se registraron más de 10 cortes consecutivos en un solo día.
- Otras ciudades: También se han reportado interrupciones en Manta y Machala.
A pesar de las denuncias ciudadanas sobre la frecuencia y duración de los apagones, el Gobierno descarta una crisis energética, sosteniendo que se trata de mantenimientos o daños puntuales.
No obstante, ante los reclamos, la ministra de Ambiente y Energía, Inés Manzano, ordenó detener los trabajos programados por las empresas distribuidoras para evitar más molestias y anunció la remoción de directivos en la Corporación Nacional de Electricidad (CNEL) y en el operador Cenace.
Así, Juan Carlos Blum fue nombrado como el nuevo gerente de CNEL.
De hecho, el 10 de abril de 2026, la demanda máxima alcanzó un récord histórico de 5.333 MW, dejando al sistema sin margen de error.
Radio Pichincha