En 2024, durante los peores apagones en décadas, la electricidad colombiana ayudó a sostener a Ecuador. Esta vez Colombia tiene su propio problema. El fenómeno de El Niño ya golpea sus embalses, sus gremios advierten un déficit de energía para 2027 y su regulador restringió las exportaciones. Ecuador está en pleno estiaje y la represa de Mazar se encuentra a pocos metros de su cota mínima. El respaldo que llega del norte será más escaso y más caro.
Un Niño fuerte que durará hasta 2027
El 8 de octubre de 2026, el Centro de Predicción Climática de la NOAA, la agencia meteorológica de Estados Unidos, mantuvo su aviso de El Niño. Calculó en más de 83% la probabilidad de que el evento sea fuerte o muy fuerte hasta el trimestre enero–marzo de 2027. Ese mismo día, el Ideam (el instituto de meteorología de Colombia) declaró oficialmente el fenómeno con esa misma probabilidad. Prevé lluvias por debajo del promedio en octubre, noviembre y diciembre, y señala a diciembre como el mes más crítico.
En Ecuador, el Comité ERFEN declaró El Niño el 30 de agosto de 2026. Según el Inamhi y los especialistas consultados por Primicias, el pico de intensidad podría llegar en noviembre. El ciclo coincide con el estiaje de la vertiente amazónica, que va de octubre a marzo. De esa vertiente dependen más de 4.000 megavatios (MW) de generación hidroeléctrica.
Riesgo 1: Colombia necesita su energía para sí misma
Silvana Habib, directora ejecutiva de Asoenergía, el gremio de los grandes consumidores de energía de Colombia, advirtió el 21 de octubre en el diario La República que en 2027 la brecha entre la energía firme y la demanda podría acercarse al 7%. La energía firme es la que el sistema garantiza en condiciones críticas. Según Habib, Colombia tendrá que generar más con gas y carbón para evitar un racionamiento.
El operador del mercado colombiano, XM, va más allá. En su boletín del 16 de octubre, recogido por Portafolio, estima para 2026–2027 un faltante de hasta 7.669 gigavatios hora (GWh), el 8,3% de la demanda. También advierte que entre febrero y abril de 2027 no habría recursos suficientes si la generación térmica no supera los 85 GWh diarios.
Al 15 de octubre, los embalses colombianos estaban al 77,86% de su capacidad, con aportes hídricos del 60,46% del promedio histórico, según XM. La meta oficial para finales de noviembre es 82,5%. El presidente Abelardo de la Espriella anunció el 10 de octubre «medidas de choque» que estarán vigentes hasta el 31 de diciembre. Una de ellas es dar prioridad a la demanda interna sobre las exportaciones.
Riesgo 2: la energía que se venda será cara
La Comisión de Regulación de Energía y Gas de Colombia (CREG) emitió el 27 de agosto la Resolución 101 127, vigente desde el 7 de septiembre. Desde entonces, Colombia solo puede exportar excedentes y a precio de la fuente más costosa, que suele ser la generación térmica con diésel o fuel oil. Alejandro Castañeda, presidente de Andeg (el gremio de los generadores térmicos colombianos), dijo a Primicias que la norma «limita» las ventas sin suspenderlas.
Los precios de 2024 sirven de referencia. Ese año, Ecuador pagó a Colombia unos USD 330 millones por electricidad: USD 334,3 millones según datos del Cenace (el operador eléctrico ecuatoriano) citados por Expreso y USD 329 millones según Andeg. El precio medio fue de 26,39 centavos por kilovatio hora (kWh), con un máximo de 39,10 centavos en octubre de 2024.
En 2026 el suministro ha ido y venido. Colombia suspendió las ventas el 22 de enero, en medio de la disputa arancelaria entre ambos países, y las reanudó el 5 de agosto. Según Andeg, en agosto Ecuador pagó USD 37,9 millones y hubo un día, el 16, con un precio pico de USD 2,21 por kWh. El 16 de octubre, el presidente Daniel Noboa anunció que la venta se reanudaba. Sin embargo, los registros de flujo de los días siguientes que publicaron distintos medios no coinciden: en algunos días llegó menos del 1% de la demanda.
La interconexión con Colombia admite hasta 450 MW, cerca del 10% de la demanda media de Ecuador. La bolsa colombiana marcó el 13 de octubre 533 pesos por kWh y, según La República, podría superar los 800 pesos en Navidad.
Riesgo 3: los embalses propios están en zona crítica
El tercer frente está dentro del país. El 22 de octubre, el embalse de Mazar estaba en la cota 2.122,03 metros sobre el nivel del mar, unos siete metros por encima de su mínimo operativo seguro (2.115 metros), según La República de Ecuador y Expreso. Sus turbinas estaban detenidas y los técnicos calculan que necesita al menos un mes de lluvias para recuperarse.
Mazar regula el agua de la que depende Paute, el mayor complejo hidroeléctrico del país. Según Expreso, el embalse de Amaluza, que forma parte de ese complejo, tocó el 18 de octubre la cota 1.972,5 metros, su mínimo histórico. Ese mismo día, Coca Codo Sinclair generaba 771 de sus 1.500 MW de capacidad, porque el caudal del río Coca no daba para más.
El precedente de 2024
La combinación de sequía, poca inversión en generación y dependencia de las importaciones ya tuvo un costo. En 2024, los cortes programados empezaron en abril con hasta ocho horas diarias. Desde finales de septiembre se alargaron y a finales de octubre llegaron a 14 horas diarias. Terminaron el 20 de diciembre de 2024.
Las estimaciones del daño económico varían según la fuente, pero coinciden en el orden de magnitud. El Ministerio de Economía calculó pérdidas de entre USD 1.188 y 1.782 millones, según Vistazo. Datos del Banco Central del Ecuador citados por El Mercurio las sitúan en USD 1.916 millones para el sector productivo.
¿Qué está haciendo el Gobierno?
El Ministerio de Ambiente y Energía, a cargo de Juan Carlos Blum desde mayo de 2026, presentó el 24 de julio un plan con cuatro frentes para 2026–2028: 196 MW recuperados en centrales existentes, 384 MW de reposición, 170 MW alquilados y 581 MW comprados. No se ha publicado el monto total de la inversión. El 6 de agosto, el viceministro Javier Medina admitió ante Expreso que solo unos 50 MW nuevos entrarían en 2026.
El Gobierno renovó los contratos de las barcazas de generación de la empresa turca Karpowership, que suman unos 200 MW, y prevé sumar una barcaza a gas entre noviembre y diciembre. Las autoridades estiman que en un estiaje severo el déficit de generación estaría entre 1.000 y 1.300 MW.
Para cubrir esa brecha, el Ejecutivo desconecta a las industrias de la red de alto voltaje desde el 23 de septiembre y a las de medio voltaje desde el 28 de septiembre. Esas industrias deben generar su propia energía, y los periodos de desconexión pasaron de 24 a 72 horas semanales. También ofrece un descuento del 10% a los hogares que ahorren y obligará a los grandes consumidores a autogenerar en diciembre.
El presidente Noboa y la ministra de Gobierno, Nataly Morillo, han descartado cortes en los hogares. Sin embargo, el 25 de septiembre el ministro Blum dijo a El Comercio que «nadie puede garantizar» que no habrá cortes. El 14 de octubre, el Gobierno anuló una orden de cortes de siete días a las industrias y destituyó al funcionario que la había emitido.
Lo que dicen los expertos
Fernando Salinas, del Foro Energético, resume su diagnóstico en una frase: «No estamos preparados». Marco Acuña, del Consejo Consultivo de Ingenierías, duda de los plazos de los proyectos nuevos: «No hay certeza de ninguno», dijo a Expreso. El especialista Iván Endara advirtió en Primicias que el precio de la energía importada podría subir a entre USD 0,65 y 1 por kWh.
En su análisis, Diligence plantea el punto de fondo. Si Colombia necesita más electricidad para su propio mercado, tendrá menos para exportar o la venderá más cara. Es un riesgo para el respaldo externo de Ecuador, aunque por ahora ninguna autoridad colombiana ha anunciado una suspensión total.
¿Qué viene?
Las próximas semanas serán decisivas. Para seguir la situación conviene mirar cuatro indicadores:
– Las lluvias en la cuenca del Paute. De ellas depende que Mazar se aleje de su cota mínima.
– La meta de 82,5% en los embalses colombianos a finales de noviembre. Si no se cumple, aumentará la presión para cortar las exportaciones.
– La llegada de la barcaza a gas antes de diciembre, el mes que el Ideam señala como el más crítico.
– El precio de cada kilovatio que llegue del norte. Pesará en las cuentas del sector eléctrico y, en última instancia, en las del Estado.
