A 34 días para las elecciones de alcaldes y prefectos (el 29 de noviembre de 2026), los datos hidrológicos ofrecen un respiro al país tras semanas de tensión. El embalse de Mazar ha frenado su caída y se ubica por encima de los 2.123 metros sobre el nivel del mar, posicionándose a más de 2 metros de la zona de cortes y más de 8 metros sobre su cota crítica.
La noticia más alentadora es el ritmo de recuperación: en solo 24 horas ingresaron 44 m³/s de agua, frente a los 14 m³/s que se liberaron, lo que permite un incremento de 79 centímetros al día.
A pesar de este repunte, el nivel máximo de Mazar es de 2.153 metros sobre el nivel del mar, por lo que le faltan más de 29 metros para llenarse por completo. Si se mantuviera el ritmo de 79 cm diarios, el llenado tomaría 38 días, pero la plataforma independiente Amaru advierte que esto desacelerará dependiendo de las lluvias y de la operación de las centrales hidroeléctricas en cadena.
Aun así, un dato revelador es la comparación con la crisis de 2024. Hoy, el embalse de Mazar está 10 metros más alto que el mismo día de 2024. Para ser exactos, en 2024 la cota era de 2.112,9 m (por debajo de la zona crítica), mientras que hoy supera 2.123 m. Además, el caudal de ingreso actual es de 34,8 m³/s frente a los 22,5 m³/s, y la lluvia acumulada llegó a 126 mm en comparación con los 102 mm de 2024.
Lluvias y embalses: los tres escenarios para noviembre de la crisis eléctrica en Ecuador
El futuro energético inmediato de Ecuador depende del cielo. Juan M. Miller, investigador del sector eléctrico, es categórico: «Si tu red de generación de energía es 75% hidroeléctrica, cualquier análisis que no venga ligado a la meteorología es limitado, cerrado, incompleto y lleno de fraude intelectual».
Para que Mazar no baje su nivel durante el próximo mes, se necesitan aproximadamente 110 mm de lluvia acumulada. Afortunadamente, los pronósticos meteorológicos de la plataforma Amaru estiman que caerán 175 mm en los próximos 30 días. Las proyecciones a corto plazo respaldan este optimismo. En las últimas 24 horas cayeron 9,9 mm sobre la cuenca (sumando 42,6 mm en la última semana), y se esperan 28,6 mm para los próximos 3 días y 70 mm en los próximos 7 días.
A partir de estas cifras, se proyectan tres escenarios claros:
Escenario base (el más probable): Con los 175 mm previstos, Mazar llegaría a 2.140,2 metros en 30 días y se mantendría alrededor de 2.134 metros en 60 días. Esto mantendría al embalse lejos de la zona de apagones generalizados y aseguraría la reserva hídrica para finales de noviembre.
Escenario seco: Si las lluvias decepcionan y solo caen unos 88 mm en un mes, la recuperación se frenaría por completo y la probabilidad de racionamientos aumentaría dramáticamente.
Escenario húmedo: Si las precipitaciones superan el promedio y alcanzan hasta 263 mm, la recuperación de Mazar se aceleraría, entregando más agua a las centrales Molino y Sopladora, y reduciendo a casi cero el riesgo eléctrico.
En base al modelo actual, la probabilidad de entrar a la zona de cortes generalizados en los próximos 30 días es de solo el 15%, y hay apenas un 7% de riesgo de tocar la cota crítica.
“Existe una alta probabilidad de que lleguemos a las elecciones sin una crisis energética mayor. Esto no significa que el riesgo haya desaparecido, que las reservas estén recuperadas ni que los apagones sean imposibles. Significa que la ventana de lluvias puede darnos tiempo y que, con una gestión adecuada, el escenario más inmediato puede ser menos grave. La predicción es llegar a las elecciones sin una crisis mayor, no declarar resuelto el problema energético», dijo Miller.
¿Qué pasa con el estado crítico de Amaluza y el resto del sistema eléctrico del Ecuador?
Mazar funciona como el gran tanque de reserva, pero no opera solo. Este embalse llena a Amaluza, que actualmente se encuentra en 1.974,69 metros, 0,3 metros por debajo de su mínimo operativo tras caer 0,62 metros en un día. Según Miller, «Amaluza lo están gestionando en un rango de 4 metros, entre los 1970 y los 1974 msnm. Es una situación peligrosa, pero todavía no crítica». De Amaluza, el agua pasa a Molino (que opera con 6 turbinas) y finalmente a Sopladora (que turbina unos 80 m³/s).
El resto de la red aporta de manera sostenida. Las plantas de pasada ayudan. Coca Codo Sinclair (de 1.500 MW instalados) está operando al 50% o 60% de su capacidad, entregando unos 750 MW, mientras que Agoyán y San Francisco operan al 51%. Paralelamente, la matriz térmica (que representa el 29% del total) alcanza picos de 1.250 a 1.300 MW, aportando un tercio de la energía del país y conteniendo los embalses. Todo esto para cubrir una demanda nacional que ronda los 4.486 MW, con picos de 4.858 MW.
El clima también dispara la demanda eléctrica en Ecuador
El clima no solo afecta la generación, sino también el consumo. Alejandro Jaya Montalvo, líder de gestión regulatoria en Energy Control S.A., explica cómo un día caluroso puede estresar la red: «El miércoles 21 llovió en gran parte de la Costa. El viernes 23, la mañana estuvo soleada y calurosa. Según las curvas, a las 11:00 la demanda nacional pasó de aproximadamente 3.973 MW a 4.417 MW: unos 445 MW más, cerca del 11,2%». Ese incremento, detalla Jaya, evidencia el peso de los aires acondicionados y sistemas de refrigeración.
Adicionalmente, Miller señala que medidas como el toque de queda, aunque impopulares, han ayudado a reducir artificialmente esta demanda en horarios nocturnos. Sin embargo, advierte que los apagones incidentales o no programados continuarán ocurriendo para evitar que la oferta y demanda se desincronicen y todo el sistema nacional colapse.
El desafío del 1 de noviembre: el regreso del consumo eléctrico completos de las industrias en Ecuador
El Gobierno ha anunciado que desde el 1 de noviembre de 2026 terminarán las desconexiones para los consumidores industriales de alto voltaje (AV1 y AV2), quienes actualmente sufren hasta 72 horas semanales de cortes.
El plan inicial de apagones industriales buscaba un ahorro 129 MW diarios. Sin embargo, ahora se calcula que el ahorro real en el sistema ha oscilado entre 135 y 300 MW.
Sobre este punto, el ingeniero eléctrico Andrés Ponce advierte: “El compromiso, sin embargo, depende de que el país consiga suficiente electricidad para abastecer nuevamente a estas empresas sin poner en riesgo el suministro al resto de usuarios. El problema es que Ecuador llegó al estiaje de 2026-2027 con un déficit de generación de más de 1.300 megavatios (MW) y todavía necesita demostrar que contará con suficiente potencia disponible para cubrir la demanda industrial durante noviembre”. (JS)
Esta alerta se agrava al revisar los números de nueva capacidad térmica. De los 1.391 MW adicionales que Ecuador necesitaba incorporar de urgencia, apenas han entrado en operación 126,5 MW, es decir, un 9,1 %. Ponce añade que el sector empresarial necesita certezas operativas: “El sector productivo todavía necesitaba conocer cómo se ejecutaría la promesa. No basta con una fecha: las empresas requieren saber cuándo podrán conectarse, con qué condiciones de abastecimiento y qué ocurrirá si la generación vuelve a caer”.
Colombia: ¿una tabla de salvación temporal para la crisis eléctrica en Ecuador?
Ante la falta de nueva generación térmica firme y con las importaciones desde Colombia prácticamente en cero (apenas 81 MWh registrados el día previo), Jaya Montalvo plantea una alternativa audaz
“Creo que, con los embalses en los niveles actuales, una de las alternativas para abastecer al país sería llegar a un acuerdo con Colombia: recibir energía ahora y devolverla en diciembre, si contamos con suficientes lluvias y generación disponible”. Aunque advierte que esto solo “alargaría un poco la agonía” si los meses siguientes resultan extremadamente secos.