Los ríos Tarqui, Machángara y Yanuncay en Azuay mantienen un caudal bajo debido a la falta de lluvias considerables según el último reporte de la empresa pública Etapa EP.

Algo que podría complicar la situación energética del país ya que en el Austro se ubica el mayor complejo hidroeléctrico conformado por las centrales Mazar, Molino, Sopladora

y Minas San Francisco.

De acuerdo a la página de producción de la Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC), la cota de las cuatro plantas ha empezado a disminuir desde diciembre.

Situación que se ha evidenciado más en enero, que en apenas ocho días, los embalses han bajado entre uno y 16 metros del nivel máximo.

 

Hasta las 16:00 del jueves 8 de enero de 2026, la cota de Mazar era de 2 137 metros sobre el nivel del mar, una reducción de 16 metros del nivel máximo 2 153.

Las cotas de Molino y Minas San Francisco registraban cuatro metros menos del nivel máximo mientras que Sopladora se redujo un metro.

Dichas centrales -excepto Minas San Francisco- tienen capacidad para generar 1 700 megavatios y cubrir el 30 % de la demanda nacional de energía.

 

El promedio normal de la demanda nacional de energía es de 4 000 megavatios.

Pero desde el martes 7 de enero de 2026, el consumó de incrementó a 5 000 megavatios y alcanzó los 5 060 megavatios en la noche.

Principalmente las provincias de la Costa experimentan altas temperaturas en los últimos días, que superan los 30 grados centígrados.

Celec cubrió la demanda con las operaciones del 63 % de las hidroeléctricas, el 29 % con termoeléctricas y el resto con 300 megavatios comprados a Colombia.

Para el experto José Layana, del Colegio de Ingenieros Eléctricos, la principal preocupación es la disminución del nivel de la cota en la central de Mazar.

Layana explicó que en Mazar es donde se guarda gran cantidad de agua y que según las estimaciones, si la falta de lluvias continúa, la reserva no alcanzaría para dos meses.

El ingeniero indicó que en 2025, las autoridades priorizaron cuidar ese embalse para que no ocurra lo de 2024, año en el que hubo apagones de hasta 14 horas aproximadamente.

 

Layana indicó que para cuidar las reservas de agua, hay que tener los respaldo térmicos para evitar una situación crítica ante un eventual estiaje.

Señaló la forma del embalse de Mazar, tiene un alto volumen en la parte superior y en las más bajas, la cantidad de agua es menor por su forma en triángulo invertido.

Por eso, dijo, asusta que la cota disminuya y esté unos 16 metros menos del nivel máximo.

Por su parte el ingeniero y catedrático Marcos Ponce puntualizó que respecto a la parte climática, aún no se puede afirmar con certeza que pueda haber una sequía que afecte

a Ecuador.

Pero que actualmente, el sistema energético “sigue siendo muy vulnerable ante el escenario seco que se vive”.

 

Ponce añadió que Ecuador ha tenido una evolución desequilibrada de la matriz energética, ya que se apostó por muchos años al éxito de las hidroeléctricas, que si bien han permitido

reducir costos y no depender de combustibles fósiles, hoy la realidad es que “la estrategia no fue acompañada de una diversificación suficiente ni con un respaldo térmico y renovable

moderno”.

¿Habrá apagones en Ecuador? Esto responde la ministra Inés Manzano.

Ante este panorama de pocas lluvias y aumento de la demanda energética por altas temperaturas, las autoridades nacionales han descartado la posibilidad de apagones.

Pese a que técnicos y expertos han manifestado su preocupación por la disminución de las cotas de los embalses y un posible estiaje, que podrían representar un riesgo.

En una entrevista radial que fue compartida en las redes sociales del Ministerio de Energía, Inés Manzano aseguró el jueves 8 de enero de 2026 que el país

“sí cuenta con energía gracias a una gestión responsable y planificada de los embalses”.

 

Según Manzano, la previsión permitió almacenar agua en época lluviosa y hoy aprovecharla junto a otras hidroeléctricas, para garantizar el suministro a escala nacional.

Agregó que durante enero se lanzarán procesos para proyectos de ciclo combinado, que son una infraestructura de transición de utilizará gas y vapor, que aportarán más

megavatios adicionales.

Sobre estas iniciativas, el ingeniero Ponce comentó que son entre 2026 y 2028 y por eso ninguna tendría un impacto inmediato, sino que son soluciones a mediano plazo.

“Entonces para fortalecer el sistema se necesita pues transformar estos anuncios que dejen de ser anuncios y que sean inversiones efectivas”, expresó.

Ponce indicó que Colombia y Perú han diversificado mucho más su matriz energética en los últimos 10 años en comparación con Ecuador, que ha tenido un “crecimiento mínimo”.

Los países vecinos han tenido un crecimiento más acelerado de energías renovables, comentó Ponce.

De hecho, en diciembre de 2025 Ecuador pagó USD 15 millones por la importación de energía a Colombia.

Esto justamente ante la falta de lluvias en el Austro.

Las compras se volvieron recurrentes desde el 4 de diciembre y se mantienen en enero, según datos de XM, empresa que administra el sistema interconectado colombiano.

Según el Operador Nacional de Electricidad, el lunes 5 de enero, el 7,5 % de la energía consumida en Ecuador fue importada, mientras que este martes 6 la cifra subió al 9 %.

En promedio, cada día de compra se factura por encima de los USD 500 mil. (I)

Fuente: evafm-.net – ecuavisa.com