Ecuador necesita más que nuevos megavatios: la transmisión opera también al límite

A un costado del río Bermejo, en Baeza, en la provincia de Napo, los trabajos para construir una minicentral hidroeléctrica privada no se detienen. La empresa Kubiec, que fabrica estructuras de acero, apunta a incorporar 6 megavatios (MW) al Sistema Nacional Interconectado (SNI). Pero, este aporte -que se sumará a otras iniciativas a cargo de industrias-, requieren un sistema de transmisión fortalecido para transportar nuevos flujos de energía.

Empresas mineras, cementeras, acereras, hospitales, manufactureras y otras tienen planificado incorporar en el corto plazo alrededor de 170 megavatios (MW) al sistema nacional, mediante la construcción de plantas o compra de este suministro, según anuncios realizados de manera pública.

La ejecución de estas iniciativas se realiza, en ciertos casos, por la obligatoriedad que establece el Decreto Ejecutivo 32, de junio de 2025, para contar con su generación propia en un plazo de 18 meses. Es decir, hasta diciembre de 2026.

Aunque también otras industrias, como Kubiec, han optado por realizar estas inversiones para garantizar su suministro ante el déficit de generación que afronta el sector eléctrico de Ecuador. Actualmente, la brecha es de alrededor de 1.300 MW.

Más de 600 MW privados se prevén incorporar al sistema

Para intentar cubrir este déficit, el Ministerio de Ambiente y Energía otorgó en agosto de 2025 al sector privado los certificados habilitantes para la construcción de centrales fotovoltaicas e hidráulicas. Mediante estas iniciativas se busca incorporar 643 MW privados al Sistema Eléctrico Nacional mediante proyectos de autogeneración (464,6 MW) y generación distribuida (179,1 MW).

La suma de estos megavatios, sin embargo, no resuelve por sí sola los problemas que arrastrará el sector eléctrico de Ecuador desde 2023.

La generación se debe complementar con la transmisión

“Por más que se quiera desarrollar proyectos de generación (hidroeléctricos, fotovoltaicos y otros), el sistema de transmisión puede convertirse en un cuello de botella porque esta red tiene un limite”, advierte Fernando Salinas, presidente del Foro Energético Ecuador.

Salinas precisa que el sistema de transmisión y subtransmisión debe ir un “paso adelante de la generación de energía”. Esta infraestructura estratégica ( transmisión y subtransmisión) permite transportar la electricidad, producida por los generadores, hacia los consumidores. Pero, “esto no esta ocurriendo en Ecuador”.

Esta realidad no es ajena para el Estado, que administra y opera el sistema de transmisión. El presidente Daniel Noboa reconoció en 2023, en el debate para la elección tras la muerte cruzada, que el problema del sector eléctrico era la transmisión. Además, en mayo de 2025, en el informe de su gestión anunció que reforzará y ampliará este sistema.

El sistema de transmisión tiene 29 proyectos prioritarios

Pese a que se trata de un tema conocido, el Operador Nacional de Electricidad (Cenace) alertó en la Circular Nro. CENACE-CENACE-2026-0005-C, de marzo de 2026, que esta red requiere una expansión acelerada para “garantizar” que la energía pueda llegar de forma segura a los consumidores.

La entidad incluso resaltó que el Plan de Operación del Sistema Nacional Interconectado (SNI) 2026-2027 constan 29 proyectos prioritarios de transmisión y subtransmisión que son necesarios para asegurar una operación confiable del sistema. Pese a ello, reconoció que varias de estas “obras prioritarias” ni siquiera formaban parte de la programación vigente del Sistema Nacional de Transmisión, por lo que recomendó incorporarlas.

Las obras incluyen nuevas líneas de transmisión, subestaciones, repotenciación de infraestructura existente, sistemas de compensación reactiva y refuerzos en corredores estratégicos de la red. Entre ellas constan proyectos en Posorja, Santa Elena, Guayaquil, Tisaleo, Totoras, el nororiente, la zona sur y la futura interconexión eléctrica con Perú.

El Estado debe fortalecer el sistema de transmisión

Para Henry Yandún, presidente ejecutivo Kubiec, esta realidad no es ajena. Esta empresa cuenta con una hidroeléctrica de 2 MW operativa y una de 6 MW en construcción en Baeza. Aparte de generación fotovoltaica para autoconsumo (1 MW) y 4 MW más en trámite.

Yandún menciona que la incorporación de megavatios requiere contar con un sistema de transmisión fortalecido. “Si existe un buen río, pero no se cuenta con capacidad de transmisión, la autoridad no puede autorizar la construcción de plantas de generación”.

Si existe un buen río, pero no se cuenta con capacidad de transmisión, la autoridad no puede autorizar la construcción de plantas de generación”.Henry Yandún, presidente ejecutivo Kubiec.

Por ello, señala que el Estado debe fortalecer la red, que en ciertos sectores, está saturada. “En esas zonas no se consigue la aprobación, aunque si existan fuente de generación”, refiere y añade que el plazo para obtener estas autorizaciones toman meses, cuando por la urgencia que existe en el sector eléctrico debiese ser más ágil.

¿Por qué es importante el sistema de transmisión?

El informe del Cenace advierte que la falta de inversión en transmisión y distribución aumenta el riesgo de interrupción del servicio eléctrico por problemas de sobrecarga. Incluso identifica como zonas vulnerables áreas atendidas por la Corporación Nacional de Electricidad (CNEL) en Guayaquil, Milagro, Guayas Los Ríos, El Oro, Los Ríos y Manabí.

Estas infraestructuras han “cumplido ya su vida útil”, como en el caso de la subestación Molino, en el Austro, que tiene más de 40 años, precisa Gonzalo Uquillas, exviceministro de Electricidad.

“En el momento que falle, la entrega del suministro eléctrico, sobre todo para Guayaquil, podría tener una afectación muy grave”, apunta Uquillas.

En el momento que falle, la entrega del suministro eléctrico, sobre todo para Guayaquil, podría tener una afectación muy grave”.Gonzalo Uquillas, exviceministro de Electricidad.

El Cenace reconoce también que autotransformadores de las subestaciones Manta (sin la generación de la central Manta II), Quevedo, Chone y Posorja (sin la ubicación de las móviles), operan cerca al 100 % de su capacidad nominal, “siendo urgente ampliar la capacidad de transformación de estas subestaciones”.

Las intervenciones en el sistema de transmisión

En el caso que no se ejecuten estas acciones, a Roberto Aspiazu, presidente de la Cámara de Energía de Ecuador, le preocupa que al tener mucha carga de energía, en cierto punto, la red no cuente con la capacidad para transportar este suministro. “Se requieren más subestaciones, tendidos de redes para cargar sin inconvenientes la energía y establecer regulaciones para determinar prioridades claras”.

Diario EXPRESO solicitó al Ministerio de Ambiente y Energía y a la Corporación Eléctrica del Ecuador (Celec) información sobre cómo se reforzará el sistema de transmisión y subtransmisión a escala nacional y está a la espera de su repuesta.

Sin embargo, en los últimos días Celec informó que Transelectric concluyó la repotenciación de la Subestación Santa Elena. En distribución, la Empresa Eléctrica Quito amplió y mejoró las redes en el sector de Chincholoma, en Cayambe.

El desarrollo de estos trabajos en el sistema de transmisión debe ser permanente para poder atender el incremento de la demanda, que cada año crece en alrededor de 300 MW, puntualiza Ricardo Buitrón, consultor en proyectos hidroeléctricos.

El costo de no hacerlo, según Buitrón, es que se produzcan cortes de energía como los ocurridos en Santa Elena, a inicios de año, debido a la sobrecarga en los sistemas de transmisión y distribución. “El sistema requiere una gran inversión del Estado para que permita el transporte de los flujos de energía para atender la demanda”.

De lo contrario, aun cuando ingresen nuevas centrales y se cuente con reservas en Mazar, el especialista considera que la falta de infraestructura para transportar electricidad podría limitar la entrega del suministro de energía eléctrica en el país.