Desde el inicio de la administración de Daniel Noboa en noviembre de 2023, la falta de concreción en proyectos térmicos, la caída de licitaciones estratégicas, el estancamiento en la red de transmisión y los desencuentros comerciales con Colombia configuraron un escenario crítico. Mientras más de 9.000 industrias ya sufren desconexiones programadas de 48 horas seguidas, el sector residencial enfrenta el riesgo inminente de un nuevo racionamiento generalizado.
A casi tres años del inicio de la administración de Daniel Noboa, la inacción estatal colocan a Ecuador al borde de revivir los severos apagones de 2023 y 2024.
En la lista de cosas que el Gobierno no hizo a plenitud durante este tiempo están:
- Los fallidos contratos termoeléctricos (Progen y ATM), envueltos de irregularidades y corrupción.
- La caída reiterada de licitaciones para proyectos termoeléctricos.
- El impacto de la guerra arancelaria con Colombia.
- Y, la falta de inversión en generación, transmisión y distribución.
Progen y ATM, las muestras claras de la corrupción
El plan de contingencia del gobierno de Daniel Noboa para dotar al país de energía térmica firme quedó frustrado por incumplimientos en los principales contratos adjudicados.
En el caso de la firma Progen, contratada para aportar 150 megavatios (MW) distribuidos entre Quevedo y El Salitral, las obras nunca terminaron y no se ha entregado ni un solo megavatio al sistema eléctrico.
El proceso derivó además en acciones judiciales tanto a nivel local como internacional donde se procesan a mandos medios de la Corporación Eléctrica del Ecuador (Celec) y se dejó a un lado a ministros y autoridades clave en la firma de estos dos contratos fallidos.
Asimismo, Celec suscribió el 9 de agosto de 2024 un contrato por USD 89,9 millones con la contratista Austral Technical Management (ATM) para construir la central termoeléctrica Esmeraldas III (91 MW). Celec desembolsó USD 71,4 millones a ATM —equivalente al 80% del valor total del contrato—, pero la empresa no entregó un solo megavatio al Sistema Nacional Interconectado (SNI). Tras declarar la terminación unilateral del contrato, la estatal cobró en septiembre de 2026 una garantía bancaria de apenas USD 4,49 millones.
Ante estos proyectos eléctricos caídos y con vicios de corrupción, el exministro de Energía, Fernando Santos Alvite, señaló que “desde noviembre de 2023 se ha hecho poco o nada por el tema eléctrico y estamos en riesgo de que ocurra algo parecido a lo sucedido en 2023 y 2024, con apagones prolongados”.
Nueve licitaciones caídas y la anulación del segundo bloque de emergencia
Estos problemas también se extendieron a los concursos públicos organizados por las empresas generadoras del Estado.
En abril de 2026, Electro Generadora del Austro (Elecaustro) declaró desierto el proceso para la construcción de la central termoeléctrica El Descanso III (20 MW) en Cañar, cuyo presupuesto ascendía a USD 32,6 millones.
La licitación colapsó tras descalificar a los dos consorcios participantes por incumplimientos técnicos, sumado a nueve observaciones formuladas por el Servicio Nacional de Contratación Pública (Sercop) sobre inconsistencias en pliegos y la falta de firma de responsabilidad en los estudios de mercado.
A la par, el denominado segundo bloque de generación emergente impulsado por Celec fue cancelado en su totalidad.
El 15 de noviembre de 2024, el Gobierno anunció la firma de cuatro contratos por USD 467,28 millones para instalar 632,1 MW en Esmeraldas IV (150 MW), Durán (122,1 MW), Pascuales (260 MW) y Manta (100 MW). Sin embargo, los consorcios adjudicatarios (Worlding S.A., ZRO Base México y Power Tech Consortium) no presentaron las garantías exigidas en los pliegos, anulando la llegada de los equipos.
El impacto de la guerra comercial con Colombia y la pérdida de agua en Mazar
A las fallas de contratación interna se sumaron las repercusiones de la política comercial y diplomática con Colombia.
Tras la imposición de aranceles mutuos que congelaron el comercio bilateral a inicios de 2026, el suministro de electricidad colombiana sufrió interrupciones y suspensiones.
Sobre las consecuencias energéticas de esta tensión internacional, expertos eléctricos señalan que “si Noboa no declaraba la guerra comercial con Colombia, que significó utilizar la mitad del reservorio de Mazar, esa agua se hubiese guardado y teníamos para generar 150 MW adicionales en esta época”.
Ante la ausencia del insumo colombiano, el operador nacional se vio obligado a turbinar con intensidad las reservas hídricas del embalse de Mazar. La situación se complicó aún más el 7 de septiembre de 2026, cuando Colombia emitió la Resolución CREG 101 127, restringiendo la venta de energía hidroeléctrica a solo excedentes y despachando únicamente termoeléctrica a precios elevados que rozaron los USD 90 centavos por kilovatio-hora.
Como resultado, en los últimos días, Ecuador importó un mínimo de energía desde Colombia, frente a su capacidad máxima de interconexión de 450 MW.
Incumplimiento del Plan Maestro de Electricidad y abandono en transmisión
Los informes técnicos oficiales registran un rezago sistemático en las metas de infraestructura eléctrica.
El Consejo Consultivo de Ingenierías y Economía (CCIE) advirtió que el sector atraviesa una crisis profunda atribuible, entre otros factores, “al incumplimiento del Plan Maestro de Electrificación”, lo que elevó la vulnerabilidad técnica del sistema.
Además, la actualización del Plan Maestro admitió una brecha de potencia no cubierta de 893 MW.
Paralelamente, los análisis del Operador Nacional de Electricidad (Cenace) de abril de 2026 revelaron que subestaciones clave en la Costa (tales como Quevedo, Dos Cerritos, Santo Domingo, Durán, Nueva Babahoyo y Santa Elena) operan con cargabilidades cercanas al 100% en sus posiciones de 69 kV durante horas pico.
Proyectos prioritarios de transmisión —incluyendo la repotenciación de líneas troncales y la ampliación de capacidad en subestaciones estratégicas— sufrieron reprogramaciones continuas que desplazaron su ejecución.
Riesgo de apagones
Para entender la magnitud del peligro que afronta el país en este 2026, es indispensable revisar el contexto operativo generado por las inacciones acumuladas desde noviembre de 2023.
Entre 2024 y 2026, la demanda nacional de electricidad se incrementó en más de 400 MW. En ese mismo periodo, el parque de generación no añadió capacidad nueva en tierra y sufrió la pérdida de 100 MW tras un incendio registrado a mediados de 2026 en la central térmica Esmeraldas.
La indisponibilidad del aporte colombiano y la falta de megawatts térmicos obligaron a usar intensivamente el complejo hídrico Paute. Al 4 de octubre de 2026, la cota de Mazar descendió a 2.132,02 metros sobre el nivel del mar (msnm), registrando caídas diarias de 0,8 a 0,9 metros. De mantenerse este ritmo, los técnicos del CCIE advierten que el embalse tocará su cota crítica de 2.115 m s.n.m. en un plazo de 17 a 18 días, nivel que obligará a apagar las turbinas para evitar daños estructurales.
Ante la acelerada pérdida de agua en Mazar, el Gobierno dispuso el 2 de octubre de 2026 la desconexión programada de 9.089 empresas e industrias de medio y alto voltaje en bloques de 48 horas seguidas. La medida afecta a 185 compañías de Alto Voltaje 1, cuatro de Alto Voltaje 2 y 8.900 de medio voltaje, con lo cual se busca reducir el consumo en 9.516 MWh al día (396,5 MW continuos de potencia) para sostener el embalse hasta diciembre.
Medida no es suficiente
Aunque las desconexiones industriales representan un intento por frenar el colapso hídrico de Mazar, la evidencia técnica formulada por Cenace y analistas independientes demuestra que la restricción al sector productivo resulta insuficiente por sí sola.
Sin la llegada de precipitaciones excepcionales en el Austro, la suma de contratos térmicos fallidos, licitaciones desiertas, obras de transmisión paralizadas y compras externas mermadas desembocará de forma inevitable en el retorno de los apagones al sector residencial ecuatoriano durante el estiaje de 2026.
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