Las lluvias de la temporada en las cuencas del sur y de la Amazonía elevan del 50% al 90% la producción de las hidroeléctricas, pero aún no existe certeza sobre el aumento de generación para enfrentar los estiajes de abril y noviembre.
POR: Juan Camilo Escobar
Las centrales hidroeléctricas de Ecuador han recuperado su capacidad de generación, tras la fuerte sequía que afectó al país en 2024. En las primeras seis semanas de 2025, el sector hidroeléctrico ha vuelto a producir la mayor parte de la energía nacional.
Esta recuperación se debe al incremento de lluvias en la Amazonía y la región austral del país, donde están ubicadas las principales hidroeléctricas, como Coca Codo Sinclair, en Napo y Sumbíos; y, Mazar, Sopladora y Paute-Molino, ubicadas en Cañar y Azuay.
Así, al mediodía de hoy, por ejemplo, la producción de las centrales hidroeléctricas cubría el 89% de la generación de 4.333 megavatios por hora (Mwh). De esa cantidad, Coca Codo Sinclair, la hidroeléctrica más grande del país, ubicada en la Amazonía, aportaba el 32%; y Molino el 20%, según el reporte diario de despacho del Operador Nacional de Electricidad, Cenace.
En contraste, durante la segunda crisis energética de 2024, entre el 18 de septiembre y finales de diciembre, la generación hidroeléctrica cayó al 50% de la oferta total. En ese período, el país enfrentó apagones de hasta 14 horas diarias debido a un déficit estimado por las autoridades de entre 1.080 y 1.800 Megavatios por hora (Mw), que fue parcialmente cubierto con energía termoeléctrica y la importación de hasta 440 MW desde Colombia.
Esta recuperación eliminó, por ahora, la necesidad de importar electricidad desde Colombia, en contraste con los momentos más críticos de la reciente crisis energética. De hecho, para este jueves, en lugar de importar, se ha programado la exportación de una cantidad mínima de 335 megavatios (MW), frente a un total de 98.129 Mw de generación total, según el reporte de Cenace. Esta cantidad representa apenas el 0,38% de la demanda estimada para la jornada.
No obstante, fuentes del sector eléctrico aclararon que este volumen no corresponde a un suministro comercial de energía, sino a una “compensación por estabilidad del sistema”, un mecanismo técnico empleado para equilibrar la red eléctrica y garantizar su operación segura
¿Y QUÉ PASA CON MAZAR?
El embalse de Mazar indispensable para funcionamiento de las centrales Paute, Molino y Sopladora, que en conjunto cubren en 38% de la demanda diaria, alcanzó su nivel máximo de 2.153 metros sobre el nivel del mar el 10 de enero de 2025. En contraste, durante la crisis energética, su nivel cayó a un mínimo de 2.112 metros, a solo dos metros de su nivel crítico en el que deja de operar una de sus dos turbinas y a 14 metros en que ya no puede operar.
Tras registrarse este pico en el embalse, Inés Manzano, ministra de Energía, publicó este lunes en su cuenta de X: «Hoy llegamos a la cota máxima de Mazar a las 07:59. Para evitar el desborde y optimizar la generación de energía, vamos a utilizar el embalse de manera eficiente. Fueron semanas de manejo estratégico y lo logramos».
Al día siguiente, el presidente, Daniel Noboa, anunció que no habrá apagones en los próximos meses. «Hemos trabajado en esto e invertido más de 700 millones de dólares en termoeléctricas, en el proyecto Toachi-Pilatón y en la mejora de infraestructura para el próximo estiaje en abril», afirmó.
RIESGO LATENTE
Pablo Arias, ingeniero eléctrico y experto en infraestructura energética, advirtió que el país aún no está preparado para enfrentar los próximos períodos de estiaje, que históricamente ocurren en abril y noviembre. Explicó que el reciente aumento en la producción de electricidad de las centrales hidroeléctricas, impulsado por las lluvias en las cuencas del sur y la Amazonía, sólo garantiza temporalmente el suministro este año, debido a que aún no se concretan los contratos de emergencia que el Gobierno inició el año pasado para adquirir 1.000 megavatios adicionales.
“El agua almacenada en los embalses de las hidroeléctricas podría durar un máximo de 45 días. Sin embargo, con el aumento de la demanda eléctrica que enfrenta el país, aún no estamos preparados. Dependemos de la estrategia del Cenace y de que se sigan incorporando más térmicas. Colombia está en la misma situación y dejará de vendernos energía”, manifestó.
“Hoy, con la gran capacidad hidrológica, los embalses están llenos, pero si no hay una correcta operación del despacho del Cenace, podemos enfrentar un déficit. No hay suficiente firmeza en la generación de electricidad de las centrales térmicas, y hasta el momento no ha habido ningún incremento en su producción”, señaló.
Hasta el cierre de esta nota, el Ministerio de Energía no respondía a un pedido de información sobre los avances que se han registrado en días recientes en los cronogramas de ejecución de los procesos iniciados durante la más reciente crisis energética del año pasado para la adquisición de emergencia de unos 1.000 megavatios.
Luego de recordar que los procesos para contratar los 1.000 megavatios adicionales aún están en fase inicial Arias cuestionó: “No podemos decir que estamos listos cuando no hay certeza de que lo adquirido llegará a tiempo. Los plazos establecidos son de seis meses, pero la sequía podría presentarse en tres”.
Según el Consejo Consultivo de Ingenierías y Economía de Ecuador, sólo se han asegurado 336 megavatios adicionales mediante la contratación de dos barcazas y la entrada en operación parcial del complejo hidroeléctrico Toachi-Pilatón.
En su tercer pronunciamiento sobre la crisis energética, este Consejo advirtió el 31 de enero anterior la contratación de energía termoeléctrica adicional es urgente, ya que, en el marco del próximo estiaje previsto para abril, la demanda eléctrica podría alcanzar entre 5.000 y 5.500 megavatios, lo que pondría en riesgo la estabilidad del sistema. En este escenario, advirtió, la reserva de Coca Codo Sinclair, la más grande del país, duraría un tiempo máximo de 30 días.
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