Un informe del Operador Nacional de Electricidad (Cenace), emitido el 14 de agosto de 2025, alertó que, aunque el 2025 fue un año marcado por una mayor disponibilidad hídrica que alejó el riesgo inmediato de apagones, el sistema eléctrico nacional sigue siendo vulnerable.
Según el documento, citado por el portal digital Primicias, el país aún necesita incorporar 866,5 megavatios (MW) de generación firme para cubrir la demanda y mantener márgenes de reserva que permitan operar sin depender de energía importada desde Colombia.
El texto añade que Ecuador debía sumar 1.080 MW de nueva capacidad para enfrentar el período seco 2024-2025, conforme al Plan Maestro de Electricidad. Para el ciclo seco 2025-2026, la necesidad se amplió en 430 MW adicionales, elevando el requerimiento total a 1.510 MW.
Sin embargo, hasta el 13 de agosto de 2025, solo se habían incorporado 590 MW al sistema. A esa cifra se esperaba agregar 33,5 MW de Elecaustro y 20 MW en Quevedo antes de finalizar el año, lo que dejaba una brecha de 866,5 MW aún por cubrir.
Reservas por debajo del mínimo durante casi cinco años
Las simulaciones del Cenace muestran que, entre 2025 y 2030, las reservas operativas del sistema se mantendrán por debajo del 10% exigido para escenarios secos, excepto en julio y agosto de 2026, y junio de 2030. Esto significa que el sistema sigue siendo frágil si Ecuador debe operar sin importaciones desde Colombia.
Además, el crecimiento sostenido de la demanda —estimado en 315 MW anuales— incrementa la presión sobre el sistema. De persistir la tendencia de retrasos en nuevas incorporaciones, el déficit podría ubicarse entre 966 MW y 1.848 MW en los próximos cinco años.
Riesgo creciente de déficit durante estiajes
El informe establece los siguientes riesgos de faltante de energía durante la temporada seca:
- 2025–2026: 13%
- 2026–2027: 17%
- 2027–2028: 23%
- 2028–2029: 50% (pico crítico)
- 2029–2030: 17%
En escenarios de sequía severa, el costo de energía no suministrada podría oscilar entre USD 701 millones y USD 2.638 millones.
Centrales contratadas no operan
Dos proyectos adjudicados para aumentar la generación siguen sin entrar en funcionamiento:
| Proveedor | Capacidad | Ubicación | Monto | Situación |
| Progen (EE.UU.) | 150 MW | Quevedo y Salitral | USD 149,1 millones | Contratos terminados; centrales no operativas |
| Austral (Uruguay) | 91 MW | Esmeraldas | USD 89 millones | Fecha de entrega vencida; sin operación |
Según datos del Banco Central, hasta junio de 2025 CELEC pagó USD 97,4 millones a Progen (65% del contrato), pese a incumplimientos en plazos. La Contraloría identificó perjuicios económicos al Estado.
Capacidad temporal sigue pendiente
Cenace insiste en la necesidad de acelerar la instalación temporal de 260 MW en Pascuales, lo que permitiría evitar pérdidas estimadas de hasta USD 488 millones durante los meses críticos de noviembre de 2026 y enero de 2027. No obstante, los procesos de contratación para esta capacidad han fracasado en varias ocasiones.
Mientras se construyen nuevas centrales de generación hidroeléctrica y térmica, será necesario mantener y reforzar la generación temporal alquilada, señala el Cenace, para garantizar la cobertura de la demanda y permitir el mantenimiento programado de las grandes plantas del sistema.
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