La represa que abastece al complejo hidroeléctrico Mazar-Paute Integral, el más grande de Ecuador, recibe apenas el 13 % del caudal previsto en su diseño técnico de operación y ha agotado casi un tercio de sus reservas, según los registros más recientes de hidrología y producción de la Corporación Eléctrica del Ecuador, Celec.
Se trata, en la práctica, de una tendencia de seis meses consecutivos de caída en el ingreso de agua y, en consecuencia, de su capacidad de almacenamiento.
¿El impacto inmediato? ¿Y los próximos impactos?
El impacto inmediato ya se observó hace pocos días: la más reciente caída del nivel de agua de de 1,21 metros, al pasar entre el 30 de diciembre de 2025 y el 7 de enero de 2026, de 2.139,2 metros a 2.137,99 metros sobre el nivel del mar (msnm), obligó a apagar por completo, durante 29 horas todas las turbinas de las tres centrales que integran este complejo.
Este apagado total representó el 13,49 % de las 216 horas válidas de este período de 9 días críticos entre año viejo y la primera semana de 2026.
Fue la caída más crítíca en los seis meses de tendencia a la baja, sin que exista un solo comunicado oficial por parte de las autoridades del sector eléctrico sobre la gravedad de la situación que enfrenta esta infraestructura estratégica para la electricidad del país.
Los episodios de apagado total de las turbinas de este complejo se concentraron en momentos específicos: la madrugada del 31 de diciembre, entre las 02:00 y 08:00, la noche del 1 de enero, gran parte de la mañana del 2 de enero, y tramos adicionales hasta el 4 de enero.
El impacto en todo el complejo se produjo cuando las tres coincidieron simultáneamente en cero turbinas en funcionamiento. Mazar acumuló 95 horas sin turbinas operativas, durante ese período, es decir el 44 % del tiempo, con su punto más crítico el 1 de enero, cuando permaneció apagada durante las 24 horas del día. Sopladora registró 55 horas sin unidades (25,6 %), con un pico el 2 de enero, y Molino sumó 34 horas (15,8 %), concentradas principalmente en esa misma fecha.
LOS PRÓXIMOS IMPACTOS
La represa que abastece al complejo hidroeléctrico Mazar-Paute Integral tendría apenas entre 30 y 45 días de capacidad para sostener su operación en caso de que persista la tendencia a la baja en el ingreso de agua, según estimó Marco Acuña, coordinador del Consejo Consultivo de Ingenierías y de Economía.
Según el especialista, esta tendencia se agravó en diciembre debido a la disminución de las lluvias, lo que redujo aún más “los aportes hídricos”, es decir el ingrego de caudales de agua al embalse. “Ya se ha consumido alrededor del 28% de la reserva”, acotó sobre la gravedad de la situación.
Los datos oficiales demuestran que disminuyó, efectivamente, en un 27,2%, casi un tercio del rango útil de 55 metros de la reserva establecido en su propia ficha técnica elaborada por Celec.
Así, la cota actual se ubicó este 7 de enero en 15,1 metros por debajo de su nivel máximo de operación (2.153 msnm) y 39,99 metros por encima de la cota mínima (2.098 msnm), conforme se puede apreciar en la siguiente tabla elaborada a partir de datos oficiales del Celec.
| DISEÑO ESTABLECIDO EN LA FICHA TÉCNICA | PROMEDIO JULIO | 7 DE ENERO | |
| CAUDAL | 141,1 m3/s | 280,67 m37sEl doble del caudal mínimo que necesita | 18,2 m3/sApenas al 13% del caudal de referencia, es decir del caudal que necesita.Déficit: 122,9 m3/sApenas 6,5% del pico de julio |
| COTAS | Cota máxima:2.153 msnmCota mínima:2.093 msnm | 2.154,03 msnm1,03 metros por sobre la cota máxima.0,04% por encima de la cota máxima de operación | 2.137,99 msnm15,01 metros por debajo de la cota máxima16,04 metros menos que el pico de julioPérdida de 27,2% de su rango de operación de 55 metros |
“El sistema se ha sostenido solo porque no tuvimos un estiaje fuerte en meses anteriores. Recién en diciembre empezó y por eso ahora se está consumiendo la reserva del sistema Paute”, explicó Acuña.
La situación se agrava, explicó Acuña, por la operación parcial de la central hidroeléctrica Sopladora, parte del Complejo Hidroeléctrico Mazar-Paute Integral, con dos de sus tres turbinas, lo que obliga a dejar de aprovechar caudales de agua en un contexto en el que el objetivo debería ser ahorrar el “recurso hídrico”, es decir los caudales que ingresan a la reserva. “Eso implica desperdiciar agua y tener que importar energía de Colombia y mantener contratos de barcazas”, señaló.
ASÍ SE DESPLOMÓ EL CAUDAL
En enero cuando el caudal fue apenas 80,7 metros cúbicos por segundo, es decir apenas el 57,23% del caudal de diseño de la represa, empezó una tendencia al alza hasta mayo, cuando alcanzó 186,8 m3/, un 32,3% más que su caudal de diseño técnico.
En junio se observó un retroceso a 145,4 metros cúbicos por segundo y en julio creció abruptamente, hasta alcanzar el máximo de todo el año, con 280,7 m3/s, el doble del que establece su diseño técnico.
A partir de ahí, la curva cambió de sentido: agosto marcó el quiebre y el caudal se mantuvo bajo en septiembre con 89,3, en octubre con 73,9, repuntó en noviembre a 97,2 y se desplomó en diciembre a apenas 28,2 m3/s o la quinta parte de su caudal de diseño de 141,1 m3/s.
Así, en diciembre el caudal de ingreso promedio quedó 112,9 metros cúbicos por segundo por debajo del caudal de diseño, lo que representa 80,0% menos.
Entre agosto y diciembre, todos los promedios mensuales se ubicaron por debajo del caudal de diseño, con brechas que fueron desde 43,1 metros cúbicos por segundo menos en agosto, equivalente a 30,5% por debajo, hasta el déficit de cierre de año.
EN CONTRASTE, LA COTA ESTUVO CASI AL TOPE
En contraste con el desplome del caudal, el embalse estuvo casi todo el 2025 en o por encima de su cota máxima de operación técnica.
Desde febrero hasta diciembre, el nivel promedio mensual osciló alrededor de 2.152 y 2.155 metros sobre el nivel del mar, cercano o incluso por encima de la cota máxima de operación técnica de 2 153 m señalada en la ficha técnica de CELEC para la infraestructura.
Técnicamente, la cota mínima de operación del reservorio está en 2 098 m, y la máxima en 2 153 m, por encima de la cual el sistema puede liberar excedentes y cuidar la estructura.
En cambio, mientras más se acerque a la cota mínima, cae la producción tal como ocurrió a partir de septiembre de 2024, con apagones de más de 10 horas diarias.
¿Por qué importa el desplome del caudal y de la cota del reservorio de Mazar?
Mazar es el embalse principal que regula el caudal del Complejo Hidroeléctrico Paute Integral, considerado en la práctica la mayor infraestructura de generación hidroeléctrica del país.
Esto se debe a que su capacidad efectiva de generación puede superar los 1.500 megavatios teóricos de la central Coca Codo Sinclair, un nivel al que esta última solo se ha aproximado en contadas ocasiones, como en abril de 2024, según información del Ministerio de Energía.
El complejo está compuesto por las centrales Mazar (170 megavatios), Molino o Paute (1.100 MW) y Sopladora (487 MW), con una capacidad total instalada de 1.757 MW.
En conjunto, estas centrales pueden cubrir cerca del 38% de la demanda eléctrica diaria promedio del Ecuador, que ronda los 4.000 MW, aunque varía según la época del año. Así, el 7 de mayo de 2025, por ejemplo, la demanda ascendió a 5.110 MW, según el CENACE
ASÍ SE RECUPERÓ MAZAR EN 2025
Este complejo terminó 2025 con una producción muy superior a la del año anterior, según datos oficiales de la Corporación Eléctrica del Ecuador (Celec).
En diciembre de 2025 generó en promedio 638.272 megavatios hora Megavatios por hora (MW/h), casi la mitad de su capacidad instalada conjunta de 1.756 MW/h (48,85 %) y casi tres veces más que en diciembre de 2024 cuando el complejo produjo apenas 223.605 MWh, solo 17,12 % de su capacidad.
Un mes antes, en noviembre de 2024, la situación fue incluso más crítica, con una utilización de apenas el 14,93 %, uno de los niveles más bajos de ambos años. Esto en medio de apagones de más de 10 horas diarias.
Sin embargo, en diciembre de 2025, la producción bajó frente a noviembre, cuando el uso de la capacidad ascendio al 64,02 % tras recuperarse a lo largo de todo el año.
Así, en enero, el complejo todavía operaba con limitaciones y generó 340.310 MWh, apenas el 26,05 % de su capacidad. Desde marzo, la producción empezó a subir de forma sostenida y alcanzó su punto más alto en julio de 2025, cuando se generaron 1.019.149 MWh. Ese mes, el complejo trabajó al 78,01 % de su capacidad, el mejor desempeño de los últimos dos años.
La mayor parte de la electricidad producida provino de la central Molino, la más grande del complejo. Solo en julio de 2025 aportó en promedio 640.366 MWh. Le siguió la central Sopladora, con 321.238 MWh, mientras que Mazar tuvo una participación menor, aunque constante, con 57.544 MWh. Esta distribución se mantuvo durante todo el año y muestra la importancia de Molino para el sistema eléctrico nacional.
Los datos de Celec también muestran que, en nueve de los doce meses de 2025, el complejo funcionó por encima del 57 % de su capacidad, especialmente entre junio y septiembre, cuando las condiciones hidrológicas fueron más favorables.
SIN EMBARGO, LA CRISIS NO SE SUPERA
Para Acuña, el impacto no se limita a la generación hidroeléctrica. Señaló que la indisponibilidad de equipos térmicos adicionales obliga a depender de barcazas de generación flotantes, cuyos contratos están próximos a vencer, y a importar electricidad desde Colombia que tiene límites técnicos y costos elevados.
Acuña opinó que el país atraviesa una crisis energética que “no hemos salido”, debido a que las medidas adoptadas no han logrado encaminar una solución estructural. Recordó que se anunciaron incorporaciones de entre 1.000 y 1.500 megavatios (MW) de nueva potencia o de recuperación de capacidad instalada, pero que estos proyectos “no se concretan o son mínimos”.
Recordó que los proyectos anunciados en 2024 fracasaron, por ejemplo, los contratos fallidos de Progen y Astral, que debían aportar 241 MW, así como otros planes por 800 MW que no avanzaron por licitaciones sin resultados y contratos firmados que no pudieron ejecutarse por falta de garantías.
EL CLIMA
Consultado sobre este tema, el director de Pronósticos del Instituto Nacional de Hidrología y Meteorología (Inamhi), Wladimir Arreaga, sostuvo que las ligeras disminuciones de lluvias registradas en diciembre en la zona de influencia del complejo hidroeléctrico Mazar y en el sur del país no pueden catalogarse como el inicio de una sequía, como se ha especulado en redes sociales.
En este sentido, señaló que se mantiene vigente el pronóstico más reciente de la entidad, que anticipa entre este viernes 9 y la madrugada del sábado 10 de enero de 2026 lluvias intermitentes y temperaturas moderadas en el sur del país. Estas condiciones se explican por un cambio en la circulación del viento, que permitió un mayor ingreso de humedad al territorio nacional. Según el Inamhi, las temperaturas mínimas descenderán a rangos de entre 7 y 9 grados en Cañar y de 11 a 13 grados en Azuay, mientras que en Zamora Chinchipe se mantendrán entre 17 y 19 grados.
¿Y qué dice el gobierno?
Los antesmencionados niveles altos en que ha permanecido el embalse de Mazar, a pesar del desplome de los caudales, es la esperanza que tiene el gobierno de Daniel Noboa para garantizar que no habrá racionamientos eléctricos tal como los que afectaron al país en el tercer trimestre del 2025.
Así por lo menos lo dijo ayer, la ministra de Energía y Ambiente, Inés Manzano en una entrevista en la que reconoció que una de sus prioridades “durante todo el año pasado”, ha sido, precisamente, “mantener el embalse de Mazar, que es el más importante, porque no es un embalse de ‘pasada’.”
“No hay ningún riesgo de apagones. Acordémonos. Vamos a hacer una comparación. En 2024 no había lluvias, no había energía. 2026: no hay lluvias, pero hay energía», explicó la ministra en una entrevista con Radio Centro.
Sin embargo, la funcionaria reconoció que está pendiente el ingreso de más de 700 megavatios de energía térmica y de ‘ciclo combinado”, para cuya licitación se espera un dictamen de riesgo fiscal.
