El ministerio de Energía confirmó que este fin de semana las empresas eléctricas empezaron a pedir esta autogeneración a los grandes consumidores. Esto se produce tras seis meses de desplome de los caudales de la represa Mazar y un desesperado intento de preservar sus caudales, incluso con apagado total de las turbinas de sus tres centrales.
El apagado intermitente de las turbinas de las tres centrales del complejo hidroeléctrico Mazar-Paute Integral ha resultado insuficiente para enfrentar la crisis provocada por el desplome de los caudales en el embalse que alimenta esta infraestructura estratégica, responsable de cerca del 38 % de la electricidad diaria que consume el país: este fin de semana, luego de que el reservorio registrara su nivel más crítico tras más de un mes de tendencia descendente, se empezó a pedir a los grandes consumidores, en especial a los centros comerciales, que generen hasta dos horas diarias de su propia electricidad.
La situación se explica porque el 1 de diciembre de 2025 concluyeron nueve meses consecutivos en los que el embalse se mantuvo en o por encima de su cota máxima, ubicada en los 2.153 metros sobre el nivel del mar (msnm). A partir de entonces, el nivel comenzó a descender de forma sostenida, una tendencia que persiste hasta hoy, pese a leves recuperaciones asociadas a lluvias ligeras registradas en días recientes.
Así, el 7 de enero el embalse cayó hasta los 2.136,77 msnm, lo que representó una pérdida del 29,5 % de sus reservas. Para ayer, 11 de enero, y tras ligeras precipitaciones, nuevos apagados intermitentes de las turbinas y la solicitud de autoproducción parcial a los grandes consumidores, el nivel subió a 2.137,49 msnm, una recuperación marginal de apenas el 1,3 % de las reservas.
Consultado sobre el tema, el Ministerio de Energía respondió en la tarde de ayer que no se trata de una orden obligatoria ni de un aporte gratuito. Precisó que es una invitación dirigida a los grandes consumidores que previamente certificaron su capacidad de autogeneración, para que se acojan de forma voluntaria a esta medida, la cual será compensada económicamente.
Cerca de la medianoche el Ministerio confirmó que la medida forma parte del Plan de Gestión de la Demanda liderado por esa cartera y ejecutado operativamente por el Operador Nacional de Electricidad (CENACE). Según un comunicado difundido el fin de semana, 176 megavatios (MW) de capacidad privada ya se han incorporado al sistema, provenientes de equipos electrógenos, de un universo de más de 500 calificados a nivel nacional.
En cualquier caso, la medida fue comunicada mediante una circular oficial de la Empresa Eléctrica Quito (EEQ), fechada el 8 de enero de 2026, dirigida a empresas con grupos electrógenos de emergencia registrados y calificados, como DK Management Services S.A., operadora de varios centros comerciales a escala nacional.
En el documento, EEQ señala que la energía generada bajo este esquema será reconocida y compensada económicamente conforme a la Regulación ARCONEL 003/24, y recomienda priorizar la operación de los generadores entre 07:00 y 22:00, aunque la habilitación rige las 24 horas.
En ese sentido, la ministra de Energía y Ambiente, Inés Manzano, aclaró que no se obligó a nadie a apagar sus edificios. “Es falso. Mentira. Que me lo digan en la cara, porque hay un oficio de la Empresa Eléctrica de Quito y no puede ser obligatorio”, sentenció Manzano en el programa “De Lunes a Lunes” de Teleamazonas.
DK Management Services S.A., que opera nueve centros comerciales en Ecuador, principalmente en Quito, además de complejos en Guayaquil, Manta y Latacunga, confirmó que recibió una comunicación oficial por parte de las autoridades del sector eléctrico.
“Nos hemos sumado a esta medida desde el día sábado, autogenerando energía durante aproximadamente dos horas diarias con nuestros propios equipos”, indicó un representante del grupo.
En dos centros comerciales ubicados en plena zona financiera del norte de Quito, sus administradores se mostraron cautelosos frente a esta decisión de las autoridades y evitaron emitir pronunciamientos públicos.
No obstante, comerciantes que operan en estos complejos expresaron su malestar por la medida y, al mismo tiempo, su temor ante el riesgo de que se dispongan nuevamente apagones, como ocurrió a partir del 18 de septiembre de 2024, cuando se registraron racionamientos de electricidad de más de 10 horas diarias.
Al frente de uno de los locales de una cadena de ropa deportiva, el empresario español Carles Lorca, por ejemplo, se quejó de que “las autoridades tuvieron bastante tiempo para solucionar esta situación. Ya pasó más de un año desde que tuvimos este problema y no hay ningún tipo de solución. Hay que prever estas cosas antes de pedir a la empresa privada, que ya enfrenta una carga impositiva considerable”.
Un criterio similar expresó Alejandro Obregoso, responsable de uno de los locales de una cadena de cafeterías de propiedad familiar, quien recordó que los apagones de 2024 no solo provocaron un aumento de costos, sino también una reducción de la clientela y, por ende, de los ingresos.
“Existe la preocupación de que volvamos a correr el mismo riesgo. Esta es una primera señal de lo que podría venir más adelante si no se adopta una solución estructural”, advirtió.
Para el consultor internacional en infraestructura y energía Jorge Luis Hidalgo, la solicitud de autogeneración a los grandes consumidores constituye una decisión técnicamente correcta en las condiciones que enfrenta el reservorio de Mazar.
Recordó que aunque en los últimos dos días se ha registrado una leve recuperación de lluvias, no existe certeza de que ese comportamiento se sostenga en el tiempo ni de que se traduzca en una recuperación estructural de los caudales.
“Los embalses siguen recibiendo aportes significativamente menores. Excepto anteayer y ayer, cuando hubo algo más de lluvia, no hay garantía de que esta recuperación sea sostenida. Puede llover de forma puntual, pero si los caudales vuelven a caer, el embalse también vuelve a descender”, advirtió.
Según el reporte gráfico del comportamiento de este Complejo, el nivel del embalse, cayó, efectivamente desde los 2.139 metros del 31 de diciembre hasta los 2.136 msnm el 7 de enero, luego de lo cual se produjo un ligero incremento este 11 de enero a 2.137 msnm, es decir menos 16 metros del nivel máximo.
El caudal, sin embargo se recuperó levemente, de las caídas más bajas de 15,48 m3/s el 5 de enero y 15,68 m3/s a 61,38 m3/s este 12 de enero, lo cual sigue siendo muy bajo, apenas el 43,5% del nivel del diseño técnico de la represa, de 141.1 m3/s, según se puede apreciar en el siguiente reporte gráfico del Celec.
Esta tendencia a la baja empezó en julio luego de alcanzar los 280,67 m37s, el doble de su caudal de diseño.
Esta disminución, según Hidalgo, “es una brecha que, desde el punto de vista técnico, mantiene al sistema en condición de alerta. En ese contexto, la solicitud a los grandes consumidores equivale, en la práctica, a una desconexión controlada y voluntaria de carga”.
“Lo que les están diciendo es: ‘Genere con su propia capacidad’. Eso, técnicamente, es una desconexión solicitada. Si esta situación se prolonga, es previsible que se pidan desconexiones más largas y que, posteriormente, se extienda la medida a otros segmentos de la demanda”, señaló.
El consultor insistió en que la estrategia actual apunta a preservar el volumen útil del embalse para escenarios más adversos. A su criterio, esa decisión contrasta con la gestión aplicada en la crisis anterior, cuando, recordó, se agotaron las reservas hídricas hasta niveles críticos.
“Lo responsable es preservar el embalse. El error que se cometió hace un año y medio fue ‘comerse’ hasta el último metro cúbico. Eso nos dejó sin reservas y derivó en apagones de hasta 14 horas diarias, que fue el punto máximo de la descoordinación del sistema”, afirmó.
Hidalgo contextualizó la vulnerabilidad actual del sistema eléctrico dentro de un escenario de alta distorsión climática. Recordó que Ecuador atraviesa una secuencia atípica de eventos extremos: hace dos años se registró la sequía más severa de las últimas décadas, mientras que el año pasado fue un período más bien lluvioso
“Estamos viviendo condiciones climáticas completamente alteradas. En un escenario hidrológico normal, el país habría seguido en estado crítico el año pasado. Hoy, la conclusión es clara: seguimos en estado crítico”, sostuvo.
Desde su análisis, el problema trasciende la coyuntura del clima porque evidencia una fragilidad estructural del sistema de generación eléctrica. Así, advirtió que mientras no se componga la estructura financiera y técnica del sector, las medidas que se adopten seguirán siendo paliativas.
“La capacidad de generación es absolutamente vulnerable. No vamos a recomponer el sistema eléctrico mientras se mantengan distorsiones como los subsidios eléctricos, por ejemplo, a grandes operaciones mineras”, señaló.
Según explicó, la consecuencia directa de esa fragilidad es una creciente dependencia de fuentes costosas y de corto plazo: importación de energía desde Colombia, operación de barcazas térmicas, cuyos contratos, y un mayor uso de generación diésel, con altos costos operativos.
Ese sobrecosto, agregó, no está siendo trasladado a los usuarios finales, sino absorbido por el Estado. “El problema es que el Estado está quebrado. Ese dinero sale de salud, de medicinas, de hospitales, del propio sector eléctrico, de defensa y de otras áreas críticas”, concluyó.
