El rol de la energía termoeléctrica en la transición energética de Ecuador
Energía termoeléctrica sostiene al país en sequía, pero su obsolescencia y alquileres generan incertidumbre
La generación termoeléctrica es el soporte vital de Ecuador durante el estiaje, actuando como el respaldo necesario frente a la intermitencia de las centrales hidroeléctricas. No obstante, el sistema enfrenta una baja temporal: el 12 de enero de 2026 venció el segundo contrato de la barcaza Murat Bey, retirando 100 megavatios (MW) de potencia del sistema.
Según la planificación del Cenace y por disposición del Ministerio de Ambiente y Energía (MAE), esta ausencia será breve, pues se prevé una tercera contratación de la nave desde febrero hasta diciembre de 2026. Esta situación evidencia que la energía termoeléctrica, lejos de ser un recurso secundario, constituye el soporte indispensable para garantizar la continuidad del servicio eléctrico mientras el país avanza en la diversificación de su matriz energética
Un parque térmico al límite y la dependencia del alquiler
En la actualidad, el Operador Nacional de Electricidad (Cenace) reporta una disponibilidad de 1.300 MW de energía térmica. Sin embargo, la estructura de esta cifra revela una vulnerabilidad profunda: 334 MW provienen de soluciones alquiladas (barcazas turcas y las plantas Vesubio y El Descanso II).
Esto significa que el Estado cuenta con menos de 1.000 MW de generación térmica propia operativa. Aunque la capacidad instalada nominal es de 1.708 MW, el parque estatal se encuentra en un estado crítico. El Ministerio de Ambiente y Energía ha advertido que la antigüedad de estas plantas genera una "alta probabilidad de fallas no programadas", lo que se traduce en un riesgo constante de apagones. A finales de 2025, se identificaron 29 plantas con más de 40 años de uso que requieren intervención inmediata.
Para expertos como Fernando Salinas, presidente del Foro Energético de Ecuador, la renovación de contratos de alquiler como el de la Murat Bey no es una elección, sino una obligación impuesta por la falta de inversión en nuevas centrales propias durante los últimos años.
Modernización: el plan para jubilar la "chatarra energética"
El Gobierno ha iniciado una carrera contra el tiempo para evitar el colapso del sistema. A través del Acuerdo Ministerial 2025-0006, se estableció una hoja de ruta para modernizar el parque térmico, que hoy se percibe más como una carga financiera que como un auxilio operativo. Los puntos clave de este plan incluyen:
- Desmantelamiento de infraestructura obsoleta: Celec debe presentar un protocolo para retirar equipos inservibles antes del 7 de febrero de 2026.
- Plan quinquenal de reposición: Para finales de febrero de 2026, deberá estar listo el cronograma de retiro y modernización de plantas para el periodo 2026-2031.
- Transición a combustibles limpios: Se exige que las nuevas plantas utilicen tecnología de punta y prioricen el gas natural, buscando reducir costos y emisiones contaminantes.
La urgencia es evidente: el 44% del parque térmico estatal (834 MW) está inoperativo debido a su extrema vejez, con centrales como Aníbal Santos y Gonzalo Zevallos que superan los 50 años de servicio. Esta precariedad dificulta cubrir la demanda máxima proyectada para 2026, estimada en 5.270 MW.
Hacia el 2032: inversiones y recuperación de potencia
El Plan Maestro de Electricidad (PME) 2023–2032 busca reducir la vulnerabilidad climática del país, cuya dependencia de las lluvias es excesiva. La estrategia contempla una inversión masiva de $10.446 millones para añadir 6.304 MW de potencia al sistema nacional, incluyendo la reposición de 400 MW de energía térmica obsoleta para 2029.
En el corto plazo, se han logrado avances puntuales para mitigar el déficit de energía (que podría llegar a los 1.000 MW si persiste la sequía):
- Termogas Machala: Incorporó 20 MW de energía firme mediante la unidad TM4, operando con gas natural y diésel.
- Central Álvaro Tinajero: Se recuperaron 30 MW para fortalecer el suministro en Guayas y Santa Elena.
Pese a estos esfuerzos, Ecuador sigue dependiendo de la importación de electricidad desde Colombia (hasta 450 MW) y de alquileres temporales. Aunque estas medidas evitan la oscuridad inmediata, representan un alto costo para el Estado y no constituyen la solución de energía firme y permanente que el país requiere para una verdadera transición energética.
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