Ecuador corre contra el estiaje: empresas aceleran millonarias plantas eléctricas para evitar nuevos apagones
Grandes consumidores deberán implementar generación propia hasta finales de 2026, mientras Ecuador enfrenta una posible brecha energética de 1.300 MW.
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Empresas ecuatorianas aceleran inversiones en autogeneración ante un déficit de 1.300 MW y el estiaje previsto desde octubre de 2026.
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A cuatro meses del inicio previsto del período seco, la autogeneración eléctrica se convirtió en una carrera contrarreloj para las empresas ecuatorianas. El estiaje comenzaría en octubre de 2026 y podría prolongarse hasta marzo de 2027, afectando la producción de las centrales hidroeléctricas que sostienen gran parte del sistema nacional.
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El Ministerio de Ambiente y Energía estima que el déficit de generación podría alcanzar los 1.300 megavatios de potencia durante el escenario más crítico. Sin embargo, hasta junio solamente se habían contratado 55 MW de nueva generación termoeléctrica (PRIMICIAS, 2026).
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La situación se complicó después del incendio registrado el 5 de junio en la central termoeléctrica Esmeraldas I. El incidente retiró del sistema 125 MW y la unidad podría permanecer fuera de operación hasta un año. Este escenario incrementa la presión sobre el comercio y la industria, sectores que concentran conjuntamente alrededor del 46% de la demanda eléctrica nacional (PRIMICIAS, 2026).
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Autogeneración eléctrica bajo presión regulatoria
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El Decreto Ejecutivo 32, emitido el 15 de junio de 2025, estableció que las empresas conectadas a los segmentos Alto Voltaje 1 y Alto Voltaje 2 implementen sus propios sistemas de generación hasta finales de 2026. La disposición incluye a mineras, acereras, cementeras y otros grandes consumidores (PRIMICIAS, 2026).
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En el segmento AV2 se encuentran las minas Mirador y Fruta del Norte, además de Novacero y Adelca. Las cuatro empresas demandan en conjunto algo más de 230 MW, una cifra cercana a los 241 MW que el Gobierno esperaba incorporar mediante los fallidos contratos con Progen y Austral.
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La presión también alcanza a los nuevos proyectos mineros. El Gobierno anunció que renegociará contratos para solicitar que las futuras operaciones cuenten con una mayor capacidad de autoabastecimiento. Entre los proyectos involucrados está Cascabel, en Imbabura, cuyo diseño ya contempla una hidroeléctrica para cubrir la demanda de la futura mina de cobre, oro y plata (PRIMICIAS, 2026).
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USD 180 millones para fortalecer el suministro
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Lundin Gold firmó un contrato de compra de energía renovable con Barka Capital para abastecer a Fruta del Norte con 20 MW provenientes de Hidroquest. La capacidad contratada cubriría la demanda eléctrica de la mina ubicada en Zamora Chinchipe, mientras la nueva hidroeléctrica prevé comenzar a generar entre agosto y septiembre (PRIMICIAS, 2026).
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Novacero prepara una inversión todavía mayor. La acerera proyecta construir dos minicentrales hidroeléctricas de 50 MW cada una, con un presupuesto conjunto de USD 180 millones. No obstante, la obtención de permisos podría tomar entre seis y ocho meses, mientras la construcción demandaría entre dos años y medio y tres años (PRIMICIAS, 2026).
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La empresa ya instaló 7.002 paneles solares en Guayaquil, con una capacidad de 4,23 MW, y prevé sumar nuevos sistemas fotovoltaicos en esa ciudad y en Quito. Sin embargo, su planta de Lasso necesita hasta 38 MW durante los picos de producción, debido principalmente al consumo del horno eléctrico utilizado para fundir chatarra (PRIMICIAS, 2026).
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La inversión se extiende a empresas medianas
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La autogeneración eléctrica también avanza entre compañías que no están obligadas por el decreto. Ideal Alambrec instalará una planta fotovoltaica para cubrir aproximadamente el 30% de sus necesidades, mientras Plasticaucho alcanzaría una capacidad propia de 3,5 MW mediante una pequeña hidroeléctrica y un segundo generador (PRIMICIAS, 2026).
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Estas inversiones buscan garantizar continuidad operativa, disminuir pérdidas de producción y reducir la exposición a cortes. El CENACE ya solicitó el 17 de marzo de 2026 que algunas empresas privadas activaran sus generadores ante una reducción en la operación de Coca Codo Sinclair (PRIMICIAS, 2026).
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La generación propia no resolverá todo el déficit
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El sector empresarial dispone de entre 300 y 400 MW de autogeneración, pero una parte importante corresponde a equipos de emergencia. Estos sistemas no siempre cubren toda la potencia requerida ni permiten mantener operaciones industriales durante las 24 horas.
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Por ello, la generación empresarial puede reducir el impacto de los apagones, pero no reemplaza la necesidad de un servicio público estable. La rapidez de los permisos, la incorporación de nueva generación y la diversificación energética serán determinantes para proteger la inversión, el empleo y la producción durante el estiaje 2026-2027 (PRIMICIAS, 2026).
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Fuentes:
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