En abril de 2026, el debate sobre el sistema eléctrico ecuatoriano volvió al centro de la discusión pública. Los cortes no anunciados en Quito, Guayaquil, Daule, Samborondón y otras zonas reactivaron un temor que el país no ha terminado de procesar: el regreso de los apagones masivos. El problema no es solo técnico. También es político, económico y comunicacional.
En pocas semanas, el Gobierno pasó de asegurar que no habría apagones a justificar interrupciones por sobrecarga, anunciar mantenimientos programados y, después, suspenderlos abruptamente. A eso se suma un sistema altamente dependiente del agua, con generación térmica fallida, presión sobre la red de distribución y un panorama meteorológico que todavía no despeja del todo el riesgo. El siguiente explicativo ordena, con trazabilidad, lo que ha ocurrido, lo que sostienen las autoridades y el balance actual del sector.
Apagones: cronología reciente, efectos y preocupación ciudadana
La inestabilidad del sistema eléctrico se intensificó entre marzo y abril de 2026. Entre el 16 y el 18 de marzo se registraron cortes nocturnos en Quito y en varias zonas de la Costa. En ese periodo, el Cenace ordenó maniobras de emergencia y deslastres de carga de hasta 44 MW por insuficiencia crítica de generación en horas pico. El 31 de marzo volvieron los apagones repentinos en Quito y sus valles, y entre el 11 y 12 de abril una ola de calor en la Costa disparó el uso de aire acondicionado y activó protecciones térmicas en la infraestructura de CNEL, lo que derivó en cortes continuos en Guayaquil, Daule y Samborondón.
El 13 de abril la crisis escaló. A la 01:30 se incendió un transformador de potencia en la subestación Senagua, en la vía a la Costa, dejando sin servicio a extensas zonas de Guayas y Santa Elena. De forma simultánea, sectores densamente poblados de Guayaquil reportaron hasta 17 horas seguidas sin electricidad. Un día después, el 14 de abril, una intervención en Samborondón que debía durar una hora terminó extendiéndose por cuatro, y ese episodio precipitó un cambio de postura del Ministerio de Energía.
El impacto ha sido doble. En la economía, el Observatorio de la Pequeña y Mediana Empresa reportó que el 50% de las pequeñas y medianas empresas fue “severamente afectado” por la inestabilidad eléctrica y otro 47% sufrió afectaciones moderadas, con efectos directos en ventas y producción. En la vida cotidiana, la falta de avisos previos agravó el malestar porque impidió a las familias proteger alimentos, electrodomésticos o planificar sus actividades. En la Costa, durante el fin de semana del 11 y 12 de abril, hubo reportes de personas que salieron de sus casas para dormir en vehículos o a la intemperie por las temperaturas extremas y la imposibilidad de climatizar sus viviendas.
Ese contexto explica por qué el “fantasma” de los apagones volvió a instalarse en la conversación pública. No se trata solo de cortes aislados: el recuerdo de 2023 y 2024, cuando hubo racionamientos de hasta 14 horas diarias, hace que cualquier interrupción prolongada se lea como señal de una posible recaída del sistema.
Lo que han dicho Daniel Noboa e Inés Manzano
El discurso oficial cambió en pocos días.
El 9 de abril, Daniel Noboa sostuvo públicamente que en abril no habría cortes de luz. Según reportó El Comercio, dijo que el sistema tenía capacidad suficiente para cubrir picos de demanda de hasta 5.600 MW y que Mazar no estaba en niveles críticos. También atribuyó esa aparente estabilidad a la nueva capacidad incorporada, entre ellas: Toachi Pilatón y Daule-Peripa.
Esa postura coincide con lo recogido en el documento base: a inicios de abril, Noboa garantizó que no habría apagones durante ese mes y argumentó que existía planificación y que los embalses no estaban en situación crítica. Pero, con los cortes ya en marcha, el discurso cambió. El Presidente pasó a justificar que la infraestructura se “sobrecalienta” bajo condiciones climáticas extremas y a insistir en que el problema no era una falta de generación nacional.
La ministra Inés Manzano ha sido más prolija en la explicación técnica, aunque también con giros importantes. Su tesis central ha sido que Ecuador no enfrenta un déficit de generación, sino problemas en la red de distribución. De acuerdo con el documento base, Manzano habló de una capacidad disponible de 5.700 MW y atribuyó los cortes en la Costa a la ola de calor extrema. Bajo esa lectura, las “desconexiones eléctricas no anunciadas” habrían sido medidas preventivas para proteger equipos sobrecargados y evitar fallas mayores.
Esa línea fue repetida públicamente el 14 de abril. Medios como El Diario y Ecuavisa recogieron que Manzano aseguró que “generación existe” y que el problema estaba en la distribución, en un contexto de alta demanda por la ola de calor. También señaló que la subestación Dos Cerritos, en Daule, requería intervenciones para bajar su cargabilidad.
Luego vino el anuncio de mantenimientos programados. Según el análisis técnico entregado, Manzano informó que la subestación Dos Cerritos sería intervenida con cortes programados durante dos domingos consecutivos, de 05:00 a 08:00, para mitigar el estrés térmico en la red que abastece al norte de Guayaquil y Samborondón.
Pero el 14 de abril la narrativa se quebró. Tras un trabajo programado en Samborondón que derivó en un apagón mucho más largo que el previsto, Manzano dio marcha atrás y prohibió con efecto inmediato todos los mantenimientos programados de las distribuidoras del país. Ecuavisa reportó ese viraje en la misma mañana: primero la ministra defendió los cortes por mantenimiento y pocas horas después anunció su suspensión inmediata. El documento base añade un elemento políticamente relevante: Manzano reconoció errores, calificó la gestión técnica de CNEL y Cenace como “lenta e ineficiente” y admitió que las entidades no comunicaron bien a la ciudadanía.
En síntesis, la secuencia oficial fue esta: primero, garantía de que no habría apagones; después, justificación de cortes como problema de distribución y sobrecalentamiento; luego, anuncio de mantenimientos programados; y finalmente, cancelación de esos mantenimientos tras nuevos cortes prolongados. Ese zigzag no es menor: alimenta la incertidumbre ciudadana porque el mensaje oficial cambió al ritmo de la crisis.
El punto de fondo: ¿mantenimiento o falta de expansión?
Un análisis independiente cuestiona la explicación gubernamental. El especialista Darío Dávalos sostiene que resulta inusual programar mantenimientos precisamente cuando el sistema enfrenta mayor exigencia. A su juicio, lo que se llamó “mantenimiento” encubre una deficiencia en la ejecución del Plan de Expansión del sistema de distribución 2023-2032, que ya advertía la necesidad de incorporar nuevos transformadores de potencia en subtransmisión y distribución. Si esas inversiones no se ejecutaron a tiempo, la red actual queda sin capacidad suficiente para bajar y distribuir voltaje de forma adecuada, y los equipos envejecidos colapsan ante picos de demanda como los provocados por la ola de calor.
Ese argumento importa porque desplaza el foco. Si el problema fuera solo un episodio meteorológico, la salida sería coyuntural. Si, en cambio, el problema es la falta de inversión y expansión de red, el riesgo es estructural y no desaparece con el fin de una ola de calor.
Balance general: los problemas que enfrenta el sistema eléctrico
Pero existen problemas mayores.
El primero es un déficit estructural creciente. La proyección para 2026 es de 1.439,8 MW, 48,9% más que en 2025. A la vez, la demanda aumenta a un ritmo de 315 MW por año, por encima de la velocidad con la que el Estado instala nueva generación.
El segundo es la pérdida del respaldo colombiano. Según el análisis, las tensiones bilaterales por las tasas de seguridad impuestas por Noboa a importaciones de Colombia derivaron en la suspensión total de exportaciones de energía eléctrica desde ese país, una fuente que históricamente podía aportar hasta 450 MW en épocas críticas. Dávalos subraya que esa importación no solo servía para cubrir demanda inmediata, sino para “bajarle la presión” al complejo Paute y permitir la recuperación del embalse de Mazar. Sin ese flujo, Mazar se drena más rápido.
El tercer problema es el fracaso del parque termoeléctrico de emergencia. La información disponible ha demostrado que las contrataciones con Progen y Austral Technical Management terminaron en controversias por motores usados, incompatibilidades técnicas y disputas arbitrales, dejando al país sin los 501 MW de contingencia que se esperaban.
El cuarto es la autogeneración forzada. El Gobierno ha emitido acuerdos que en la práctica obligan al sector industrial a encender sus propios generadores, asumiendo altos costos en diésel y trasladando presión a la inflación y a los costos de producción.
El quinto es el estancamiento de la potencia instalada y la vulnerabilidad del sistema. El experto Víctor Herrera, docente universitario, advierte que en los últimos siete años no ha aumentado la potencia instalada de generación y que la demanda bordea los 5.000 MW. Sin un margen de reserva real, el país queda expuesto a sequías, picos de calor y fluctuaciones del sistema. A eso se suma la dependencia de la hidroelectricidad, la poca diversificación de fuentes y las pérdidas no calculadas por conexiones ilegales.
Dicho de otro modo: el sistema no enfrenta un solo problema, sino varios al mismo tiempo. Hay fragilidad en la distribución, presión sobre generación, menor respaldo externo, fallas en la incorporación de térmica y dependencia crítica del comportamiento del clima.
El estado de las hidroeléctricas
La principal vulnerabilidad del sistema ecuatoriano es su fuerte dependencia del agua. Según Cenace, el 71,8% de la energía mensual proviene de fuentes hídricas. Por eso, la situación de los embalses y de las grandes centrales hidroeléctricas no es un dato accesorio: es el núcleo del problema.
El análisis de sus cifras describe una alerta severa en marzo por estiaje, con Coca Codo Sinclair operando entre 400 y 600 MW. Después, a partir del 5 de abril, las lluvias dieron un alivio temporal y permitieron que Coca Codo superara los 1.000 MW, lo que coincide con reportes sobre una recuperación parcial del caudal. Pero ese alivio fue breve.
Al 14 de abril de 2026, Celen reporta este cuadro técnico:
Mazar. Tiene una cota mínima operativa de 2.098 m s. n. m. y una máxima de diseño de 2.153. Su cota actual era 2.138,34, con generación real de 160,13 MWh en dos unidades. Este manifiesta un descenso continuo, siendo un embalse regulador clave del sistema Paute.
Paute-Molino (Amaluza). Su cota mínima operativa es 1.975 y la máxima 1.991. El 14 de abril estaba en 1.979,29, muy cerca de su límite mínimo, con 837,63 MWh en nueve unidades. Opera en cascada con las aguas de Mazar, de modo que su estado depende estrechamente del comportamiento del embalse regulador.
Sopladora. Registraba 1.316,09 m s. n. m. y 479,54 MWh en tres unidades, en un nivel intermedio. También depende del agua turbinada aguas arriba.
Minas San Francisco. Tenía una condición relativamente más estable: 786,84 m s. n. m. y 265 MWh, tras un reciente desalojo de sedimentos.
Más revelador aún es el desplome acumulado de producción entre el 1 y el 14 de abril. Coca Codo Sinclair cayó de 35.484 MWh diarios a 16.873 MWh, una reducción de 52,4%. Paute-Molino pasó de 20.558 a 8.953 MWh. Sopladora bajó de 7.493 a 5.216 MWh. Y Mazar registró la caída porcentual más severa: de 3.731 a 1.269 MWh diarios, un descenso de 65,9%.
Ese deterioro se asocia, según los expertos, al déficit hidrológico. El 14 de abril Mazar recibió caudales bajos, entre 23,4 y 51 m³/s, y su cota siguió descendiendo durante la jornada. Amaluza, por su parte, quedó a pocos metros de su umbral mínimo de seguridad.
Meteorología: lo que viene y cómo puede afectar al sistema
El trimestre abril-mayo-junio de 2026 presenta un escenario climático divergente: calor persistente en la Costa y falta de lluvias sostenidas en el Austro y la cuenca oriental, donde se ubican centrales clave del complejo Paute. Esa combinación es especialmente delicada para el sistema: la Costa demanda más energía para refrigeración, mientras el Austro no garantiza el agua necesaria para sostener la generación hidroeléctrica.
En el plano operativo, el riesgo es claro: si persiste la escasez de lluvias y Mazar debe seguir desgastándose para compensar la ausencia de energía colombiana y térmica, el embalse podría acercarse a un nivel técnico crítico a finales de abril. De cumplirse ese escenario, el país podría pasar de cortes locales por fallas de distribución a apagones programados de alcance nacional por un déficit real de megavatios.
Ese es, probablemente, el punto más importante del momento actual: hoy el Gobierno insiste en que el problema es de distribución y no de generación, pero el balance técnico muestra que ambas dimensiones se pueden cruzar. Una red débil puede explicar cortes locales. Un deterioro acelerado de las hidroeléctricas, combinado con menor respaldo importado y fallas térmicas, puede convertir una crisis local en una crisis nacional.
Preguntas frecuentes
¿Los cortes de abril de 2026 fueron apagones por falta de energía o fallas de distribución?
La posición oficial ha sido que no obedecen a falta de generación, sino a problemas de distribución agravados por la ola de calor. Sin embargo, el análisis técnico muestra que el sistema también enfrenta tensiones de fondo en generación, por la caída hidroeléctrica, la falta de respaldo colombiano y el fracaso de generación térmica de emergencia.
¿Por qué genera tanto temor la situación actual?
Porque revive el precedente inmediato de 2023 y 2024, cuando Ecuador vivió racionamientos prolongados. A eso se suma la falta de avisos previos, la duración de algunos cortes y el cambio de versión de las autoridades en pocos días.
¿Qué pasó con los mantenimientos anunciados por el Gobierno?
Primero fueron defendidos como necesarios para bajar la carga de subestaciones, especialmente Dos Cerritos. Pero el 14 de abril, tras nuevos cortes prolongados, Inés Manzano suspendió con efecto inmediato todos los mantenimientos programados en distribuidoras.
¿Cuál es el papel de Mazar y Paute en esta crisis?
Son piezas centrales del sistema. Mazar regula el complejo Paute y ayuda a sostener la generación de centrales aguas abajo. Si sus niveles descienden demasiado, cae la capacidad de generación del complejo y aumenta la presión sobre todo el sistema nacional.
¿El clima puede empeorar la situación?
Sí. Más calor en la Costa implica más demanda. Menos lluvia en el Austro implica menos agua para generar electricidad. Si ambas variables se mantienen, el sistema pierde margen de maniobra.
Conclusión: un sistema bajo presión y una ciudadanía en vilo
El sistema eléctrico ecuatoriano atraviesa una fase de fragilidad múltiple. En la superficie, la crisis se expresa en cortes repentinos, fallas prolongadas y explicaciones oficiales contradictorias. En el fondo, se combinan problemas de distribución, falta de expansión oportuna, alta dependencia hidroeléctrica, respaldo internacional reducido, térmica insuficiente y un clima que no ofrece certezas. El Gobierno ha intentado encuadrar el problema como una contingencia de red agravada por la ola de calor. Pero el balance técnico sugiere que la vulnerabilidad es más amplia y que el riesgo no desaparece solo con cancelar mantenimientos o esperar lluvias. Para la ciudadanía, eso significa seguir expuesta a interrupciones que afectan trabajo, salud, descanso, producción y confianza pública. El debate ya no es solo si hubo o no apagones, sino si el país ha logrado construir un sistema con suficiente respaldo, previsión y transparencia para evitar que la crisis se repita.
Fuentes
- Celec, datos de generación.
- Cenace, datos operatativos.
- El Comercio: reporte sobre la declaración de Daniel Noboa del 9 de abril de 2026 sobre que no habría cortes en abril.
- Ecuavisa: reporte del 14 de abril de 2026 sobre la prohibición inmediata de mantenimientos programados anunciada por Inés Manzano.
INAMHI: portal de predicción climática con productos para abril-junio y marzo-mayo de 2026.
