Con desconexiones obligatorias para 150 grandes industrias y un déficit que supera los 1.300 MW, los procesos de alquiler de energía de Elecaustro no estarán listos sino hasta octubre.
El 18 y 21 de septiembre de 2026, el Ministerio de Energía y el Viceministerio de Electricidad anunciaron públicamente la “renovación” de los contratos de dos barcazas termoeléctricas para aportar 200 megavatios (MW) al Sistema Nacional Interconectado (SNI), asegurando que ambas embarcaciones comenzarían a generar electricidad desde el 21 de septiembre.
Sin embargo, la revisión de los expedientes precontractuales de dos contratos que impulsa la Empresa Electro Generadora del Austro (Elecaustro) revelan una realidad jurídica y administrativa distinta.
No se trata de una simple extensión o renovación de los acuerdos vigentes en 2024 y 2025. Los contratos anteriores de las barcazas Emre Bey (100 MW) y Erin Sultan (100 MW) vencieron entre mayo y agosto de 2026.
Tras el fracaso de los intentos previos de la Corporación Eléctrica del Ecuador (Celec) por mantener dicha generación —procesos que terminaron desiertos o suspendidos—, el Ministerio de Ambiente y Energía reestructuró la delegación y ordenó a Elecaustro estructurar dos procesos licitatorios completamente nuevos bajo la modalidad de Régimen Especial por Giro Específico del Negocio.
Al 22 de septiembre de 2026, ninguno de los dos contratos ha sido adjudicado ni suscrito, lo que impidió la entrada en operación comercial prometida por las autoridades para el 21 de septiembre:
Ecuagran II
Este proceso contempla el alquiler y operación de una solución térmica para entregar entre 90 MW y 100 MW en el sector de Ecuagran (sur de Guayaquil). Cuenta con un presupuesto referencial de USD 39,99 millones (sin IVA) y un plazo de operación comercial de 180 días (6 meses).
En la fase precontractual, Elecaustro precalificó e invitó de manera directa a la firma Karpowership Asia Company PTE. LTD., la cual presentó una oferta de USD 44,97 millones (desglosada en USD 40,20 millones de cargo fijo y USD 4,77 millones de cargo variable por 432.000 megavatios hora (MWh)).
De acuerdo a la información disponible en el portal del Servicio Nacional de Contratación Pública (Sercop), el proceso está por adjudicarse, con fecha estimada de adjudicación fijada para el 1 de octubre de 2026.
Esclusas V
Este contrato busca instalar entre 90 MW y 110 MW de potencia efectiva conectada a la barra de 230 kV de la Subestación Esclusas. El presupuesto referencial asciende a USD 42,79 millones (sin IVA) para un período inicial de 180 días de operación.
Dentro de la etapa de recepción de proformas, la empresa Karpowership Asia Company PTE. LTD. fue el único proveedor en remitir cotización, por un valor total de USD 49,47 millones (USD 44,22 millones por cargo fijo y USD 5,24 millones por cargo variable por hasta 475.200 MWh).
El proceso se encuentra en la etapa de “Preguntas, Respuestas y Aclaraciones” y su adjudicación está prevista entre el 10 y el 20 de octubre de 2026.
La razón por la cual la empresa turca Karpowership figura como la única participante en ambos expedientes responde a una exigencia técnica del Gobierno.
El ministro de Energía, Juan Carlos Blum, admitió que los pliegos priorizan la “disposición inmediata” del equipamiento.
Dado que sus embarcaciones ya se encuentran acopladas en los muelles de Guayaquil e interconectadas a la red de transmisión de Transelectric, Karpowership es el único actor del mercado internacional capaz de cumplir dicho requisito.
No obstante, que el Gobierno haya señalado que el 21 de septiembre ya se renovaría las operaciones de las barcazas de Karpowership omite el cumplimiento de los plazos legales de los procesos de contratación.
La sombra de los apagones
La tramitación a contrarreloj de estas dos barcazas ocurre mientras el período de estiaje en la cuenca oriental de Ecuador golpea al sistema hidroeléctrico.
A las 15:00 del martes 22 de septiembre de 2026, el nivel del embalse de Mazar —reservorio clave del Complejo Hidroeléctrico Paute Integral (1.757 MW)— se situó en 2.138,15 metros sobre el nivel del mar (msnm), lo que representa una caída de 14,85 metros respecto a su cota máxima operativa (2.153 msnm).
En paralelo, el caudal de ingreso al embalse se redujo a apenas 37 metros cúbicos por segundo (m³/s), muy por debajo de la media histórica de 75 m³/s para septiembre. Informes técnicos advierten que, si Mazar desciende hasta los 2.115 msnm, el sistema entrará en una fase de operación crítica de los turbogrupos y se darían los primeros apagones generalizados.
Ante esta situación, analistas y especialistas del sector prevén que los apagones programados para el sector residencial podrían reactivarse desde el 7 de octubre de 2026 si no ingresa generación de respaldo o si las lluvias no se regularizan.
Para contener el agotamiento del embalse, el Gobierno aplicó medidas de racionamiento forzado en el sector productivo.
Así, desde el martes 22 de septiembre de 2026, alrededor de 150 empresas e industrias de alto consumo eléctrico (segmento Alto Voltaje 1 – AV1) enfrentan desconexiones obligatorias del SNI un día a la semana o deben autogenerar su propia electricidad con grupos electrógenos privados. Con este plan, las autoridades buscan reducir la demanda hasta en 1.000 MW y extender la reserva de Mazar hasta diciembre.
Asimismo, el sector eléctrico ecuatoriano se ve afectado debido a la reducción considerable de las importaciones de energía desde Colombia, ya que ese país recortó sus ventas de energía para proteger sus propios embalses por el Fenómeno de El Niño. El 22 de septiembre de 2026, el país vecino entregó apenas 7 MW, frente a una capacidad de interconexión de 450 MW.
La brecha de generación
El Plan Bianual de Operación (PBO 2026–2028) elaborado por el Operador Nacional de Electricidad (Cenace) detalla que de la meta de 1.510 MW identificada para el estiaje 2025–2026, solo se incorporaron 509 MW (en su mayoría arrendados).
Al sumar el crecimiento de la demanda (390 MW anuales), la necesidad acumulada de nueva capacidad firme para el estiaje 2026–2027 asciende a 1.391 MW adicionales.
De no ingresar nueva potencia firme, Cenace calcula un déficit energético mensual máximo de 330,65 GWh en el mes de noviembre de 2026 bajo el escenario de mayor severidad hidrológica.
A este déficit se suman factores de riesgo estructurales:
- Obsolescencia del parque térmico estatal: Cerca de 550 MW térmicos superan los 40 años de antigüedad, registrando tasas de indisponibilidad por fallas del 40 % al 45 %.
- Paradas no programadas en Coca Codo Sinclair: Salidas recurrentes por acumulación de sedimentos en el río Coca (33 paradas en 2025 y paradas continuas en 2026) merman de forma imprevista la potencia del SNI.
- Incremento de la demanda por El Niño: Altas temperaturas en la Costa elevan el consumo de energía para climatización.
El éxito en la contención de los apagones en el último trimestre de 2026 dependerá, en parte, de la celeridad con la que Elecaustro concluya la adjudicación y firma de los contratos de Ecuagran II y Esclusas V, lo que garantizaría la inyección efectiva de los 200 MW en el sur de Guayaquil.
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En Pichincha tres cantones aún tienen activos tres incendios, mientras que en San Miguel de los Bancos se registran lluvias moderadas.
