Manzano asegura que PowerChina reparará las fisuras de Coca Codo Sinclair

El Ministerio de Ambiente y Energía presentó este jueves 9 de abril su rendición de cuentas correspondiente a la gestión 2025, en un evento realizado en el Auditorio de la Plataforma Gubernamental Norte, en Quito. La ministra Inés Manzano encabezó la presentación y dedicó buena parte de su intervención al sector eléctrico, que calificó como el más expuesto al escrutinio mediático durante su administración.

Manzano cuestionó lo que denominó un "periodismo de alerta" que, según ella, genera daño a la ciudadanía al anticipar apagones que no se han materializado. "Este es el gobierno que decidió terminar con una mala administración en temas eléctricos. Este es el gobierno que está sembrando para el futuro", afirmó la titular de la cartera de Estado.

Sus declaraciones se dieron horas después de que el presidente Daniel Noboa descartara cortes de luz durante abril, en una entrevista radial en Manabí. El mandatario aseguró que el embalse de Mazar no se encuentra en niveles críticos y que su comportamiento es consistente con los registros históricos de la última década. Según Noboa, el sistema eléctrico puede cubrir la demanda máxima proyectada para este mes, estimada en hasta 5.600 megavatios (MW), sin restricciones.

No obstante, el contexto en el que se dieron estas declaraciones no es menor. Desde el 22 de enero de 2026, Colombia suspendió las Transacciones Internacionales de Electricidad (TIE) con Ecuador, en respuesta a la tasa de seguridad del 30 % que el presidente Noboa impuso a las importaciones colombianas. Esa decisión privó al país de hasta 450 MW que recibía del vecino del norte, un recurso que había sido clave para sostener el suministro durante los apagones de 2024, cuando los cortes llegaron a ser de hasta 14 horas diarias.

Ecuador busca activar la interconexión con Perú

Durante su presentación, Manzano adelantó que esta semana comenzaría la interconexión eléctrica con Perú, una operación anhelada durante años que cobra urgencia ante la suspensión de la venta de electricidad desde Colombia.

En la rueda de prensa posterior, el viceministro Medina amplió los detalles. Confirmó que se podría habilitar la transferencia de energía con Perú a nivel de 130 kV, con una capacidad de 50 MW en ambas direcciones. La demora, explicó, respondía a una reconfiguración en las redes tras el ingreso de una subestación en la zona de La Avanzada. Como en el lado peruano opera un concesionario privado, se requería un documento del ministerio de energía de ese país para cubrir costos no previstos. "Ese documento está por salir hoy", precisó.

Consultado sobre si esos 50 MW compensarían la ausencia de la energía colombiana, Medina reconoció que no tienen la misma magnitud, pero que el intercambio es beneficioso para ambos países. "Hace poco Perú tuvo algunos problemas de abastecimiento de gas, entonces va a ser beneficioso para ambos países retomar", dijo, y agregó que los precios de la energía peruana son "bastante atractivos".

A mediano plazo, el Gobierno apuesta por una interconexión mayor. Celec EP, a través de Transelectric, mantiene abierta una licitación internacional por $270,9 millones para construir la interconexión Ecuador-Perú a 500 kV, cuyo plazo de recepción de ofertas vence el 17 de abril. Ese proyecto, financiado por el BID y el BEI, permitiría intercambiar hasta 500 MW y se proyecta para 2028.

El acuerdo por Coca Codo Sinclair

Otro eje de la rendición de cuentas fue el cierre del diferendo en torno a Coca Codo Sinclair, la central de 1.500 MW construida por Sinohydro. La ministra Manzano lo presentó como una victoria: "Por fin dimos abajo un proceso arbitral a favor del Estado ecuatoriano, no en contra. A favor, con $400 millones".

El viceministro Medina detalló los términos: Power China desembolsará $200 millones en efectivo a Celec EP y destinará otros $200 millones a proyectos de generación con energías renovables no convencionales. Además, la empresa china asumirá la administración, operación y mantenimiento de la central por 25 años, mediante una posible alianza estratégica con Celec EP.

Medina explicó que el costo actual de operación a cargo de Celec resulta más elevado que lo que representaría trasladarlo a Power China, y que al beneficio económico se suma el tecnológico, al ser la misma empresa que fabricó los equipos de la central. Power China se hará cargo también de las fisuras y los componentes internos como rodetes y distribuidores.

La erosión regresiva del río Coca, un fenómeno geológico externo considerado único en el mundo, seguirá siendo responsabilidad de Celec EP. La entidad continuará con los diques permeables y el vertedero escalonado recomendado por el Cuerpo de Ingenieros del Ejército de Estados Unidos.

Más megavatios privados en camino

Manzano destacó que los cambios regulatorios impulsados desde 2024 —cuando se fijaron por primera vez tarifas para la generación privada de energía no convencional, incluyendo solar, eólica, geotermia, biomasa e hidroeléctrica de hasta 10 MW— comienzan a dar resultados concretos.

Para 2026 se espera la incorporación de 209,8 MW de origen privado: 110 MW del proyecto eólico Villonaco III, en Loja, que según Manzano aspira a convertirse en el parque eólico más alto del mundo al operar a más de 3.000 metros sobre el nivel del mar; 90 MW de una nueva central hidráulica; y 9,8 MW de generación fotovoltaica.

Las proyecciones para los próximos años son más ambiciosas: 511,86 MW en 2027, 832 MW en 2028 y 296 MW en 2029. La ministra señaló que hay más de 900 MW adicionales en proceso de obtención de títulos habilitantes, aunque reconoció demoras en esos trámites.

En paralelo, Manzano anunció que el programa nuclear nacional avanza de la mano de la Agencia Internacional de Energía Atómica (AIEA), con sede en Viena, y que un proyecto de ley se encuentra en revisión en la Presidencia. Se contempla a mediano plazo la instalación de módulos de entre 350 y 400 MW, que la ministra calificó como generación "limpia y firme".

Las pérdidas, un pendiente por resolver

Consultado sobre las pérdidas técnicas y no técnicas del sistema de distribución, que en 2025 alcanzaron el 15,8 %, el viceministro Medina reconoció que el tema representa un reto. Indicó que se ha instruido a todas las distribuidoras para que destinen la mayor cantidad de recursos a reducirlas, y que se gestionan créditos con organismos multilaterales para financiar las inversiones necesarias.

La meta para 2026, dijo, es bajar al menos un par de puntos porcentuales, aunque reconoció que para una reducción significativa se requiere una inversión "bien agresiva".