Lo que debes saber

• Financiar la universidad de los hijos sin endeudarse es posible si se planifica a largo plazo con depósitos a plazo fijo en la banca.
• Especialistas financieros como Marco Rodríguez (Asobanca) y Bertha Romero (Finanzas ON) revelan las claves para calcular la meta, aprovechar el débito automático y maximizar el rendimiento.
• Descubre por qué elegir la tasa de interés más alta no siempre es la mejor opción y qué riesgos debes considerar antes de invertir.

Financiar la universidad de los hijos es una meta que se puede cumplir a largo plazo. Separar pequeñas cantidades de manera constante permite acumular recursos durante un período largo y evitar que, cuando llegue el momento, todo el gasto tenga que salir del ingreso familiar o del crédito.

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Hasta agosto de 2026, los depósitos en la banca privada sumaron $64.513 millones. De ese monto, $26.923 millones fueron a depósitos a plazo, refiere la Asociación de Bancos Privados del Ecuador (Asobanca).

Parte de esto ahorros se pueden destinar a objetivos de largo plazo como la educación.

Antes de optar por estos productos, Marco Rodríguez, director ejecutivo de Asobanca, menciona que el primer paso es convertir el propósito de pagar la universidad en una meta concreta. No basta con plantearse “ahorrar para los estudios”, se debe estimar cuánto dinero se necesitará y cuántos años existen para reunirlo.

Elegir los plazos es clave

La elección del plazo puede variar. Sin embargo, comenzar cuando un hijo tiene pocos años permite distribuir el objetivo entre más aportes y disminuir el esfuerzo mensual.

La constancia es clave. Para ello, las entidades ofrecen débitos automáticos, aportes mensuales hasta pagos con tarjetas de crédito. Por estos montos, generan tasas desde 3,55 % hasta 5,25 % anual (ver gráfico)

Pero la rentabilidad no debería ser el único criterio para decidir. Bertha Romero, directora académica de Finanzas ON, sugiere revisar el riesgo, la liquidez y el comportamiento histórico del rendimiento, además de verificar que sea una entidad formalmente supervisada.

También es importante conocer qué ocurre si se necesita retirar el dinero antes del plazo porque pueden existir penalizaciones o eliminar beneficios. Es decir, no siempre hay que inclinarse por la tasa de interés más alta. “Hay que investigar en qué producto se está invirtiendo”.

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LA VOZ DE LOS EXPERTOS

El Programa para la Evaluación Internacional de los Estudiantes (PISA) que la OECD aplica desde 2000, evalúa periódicamente a estudiantes de 15 años en habilidades clave como lectura, matemáticas y ciencias, además de competencias transversales. No mide la simple reproducción de contenidos, sino su aplicación a situaciones nuevas, escolares y de la vida cotidiana. Los resultados de la evaluación 2025 (publicados 08 septiembre 2026), tuvo foco en ciencias; participaron en más de 760.000 estudiantes de 91 países, entre ellos 13 de América Latina y alrededor de 10.000 estudiantes ecuatorianos.

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Ecuador ha participado pocas veces (por primera vez en las evaluaciones en 2015, y luego en las ediciones de 2018 y 2025), lo que dificulta construir series comparables y sostener políticas públicas en el tiempo. El país volvió a la prueba principal en 2025 obteniendo 393 puntos en Ciencias, 385 en Lectura y 366 en Matemáticas, frente a promedios OCDE de 482, 461 y 463, respectivamente. Eso abre una brecha negativa de entre 76 y 97 puntos, equivalente a dos o tres años de escolaridad, y ubica al país entre los puestos 65 y 76 de 91. Comparativamente con los resultados conseguidos en 2017 (cautelas metodológicas del caso), el retroceso llega a 24 puntos en Lectura, 11 en Matemática y 7 en Ciencias. Frente a la Región, la situación tampoco mejora: Ecuador se ubica por debajo del promedio latinoamericano en las tres áreas (399, 389 y 370) y ocupa el noveno lugar entre trece países. Pero más que el promedio, importa la distribución: 80% de los estudiantes no alcanza el nivel 2 (el mínimo de competencia), en Matemáticas; 62% en Lectura y 60% en Ciencias. A la vez, 53,6% queda por debajo de ese umbral en las tres áreas, y apenas 0,2% llega a los niveles 5 o 6.

Los bajos resultados derivan en un tema financiero

La caída de Ecuador en PISA ya no es solo un problema educativo, pasa a ser también financiero. La OCDE ha documentado que el desempeño en competencia financiera está correlacionado con el de Matemáticas y Lectura: quien no logra comprender un texto de complejidad media y tampoco puede trabajar con porcentajes y tasas, difícilmente podrá evaluar el costo de un crédito, comparar comisiones o dimensionar un riesgo.

Los resultados de PISA muestran que más de la mitad de quienes egresan del sistema escolar no alcanza el nivel mínimo de competencia en lectura y matemáticas. Ese dato es decisivo para avanzar en la construcción de un ecosistema financiero que incluya a las poblaciones rurales y a los sectores más desfavorecidos: sin capacidades financieras y digitales, la inclusión formal —abrir una cuenta, recibir un crédito, usar una billetera móvil— puede incluso terminar profundizando la exclusión, en vez de corregirla. Desarrollar esas capacidades es lo que permite que las personas comparen alternativas, elijan productos acordes con sus necesidades y mejoren de manera efectiva su bienestar financiero.

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Ese esfuerzo, sin embargo, no puede recaer únicamente en el usuario. También es indispensable fortalecer las normas, los procesos y los procedimientos de las entidades financieras y de los organismos de supervisión encargados de la protección al consumidor, de modo que los productos se diseñen, como mínimo, con lenguaje explícito, visible y claro; con cifras comparables entre oferentes; y con alertas eficaces frente al fraude. El diseño debe contemplar la capacidad real del usuario —no de la que se le presume— y responder a sus necesidades concretas.

LO QUE DEBES SABER

• Umbral de riesgo: El Cenace fijó en 2.110 msnm el nivel mínimo operativo de Mazar durante la crisis eléctrica de 2024.
• Distancia actual: El 9 de septiembre de 2026, el embalse estaba 33,42 metros por encima de ese nivel, según Celec Sur.
• Lo que pasó en 2024: Con la cota en 2.112 msnm, los cortes de luz pasaron de cuatro a diez horas diarias, y cerca de 2.111 msnm llegaron a 14 horas.

El riesgo de apagones y cortes de luz en Ecuador aumenta cuando el nivel del embalse Mazar se acerca a 2.110 metros sobre el nivel del mar (msnm), el mínimo operativo que fijó el Operador Nacional de Electricidad (Cenace) en la crisis eléctrica de 2024.

El 9 de septiembre de 2026, la cota de Mazar, que abastece al complejo hidroeléctrico Paute Integral, estaba en 2.143,42 msnm, según la Corporación Eléctrica del Ecuador (Celec) Sur. Para llegar a ese límite, el embalse todavía tendría que bajar 33,42 metros.

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¿Cuánto ha bajado el nivel de Mazar en septiembre de 2026?

En los primeros nueve días de septiembre, el nivel del agua en Mazar bajó 3,61 metros, según Celec Sur. Solo dejó de caer el 4 y el 5 de septiembre; el resto de días descendió sin pausa.

Desde el 6 de septiembre, el embalse baja más rápido: en solo tres días perdió 2,32 metros, casi el doble de lo que había bajado en los cinco días anteriores. El 8 de septiembre fue el día de mayor descenso, con 0,86 metros.

Ese ritmo es mayor que el de agosto: en todo ese mes, Mazar bajó 5,44 metros, unos 18 centímetros por día, mientras que en septiembre la caída promedio ronda los 45 centímetros diarios.

¿Por qué está bajando el embalse Mazar?

En agosto llegó a Mazar la mitad del agua que en julio: el caudal promedio bajó de 110,67 a 56,02 metros cúbicos por segundo (m³/s), según Celec Sur. 

En los primeros diez días de septiembre, inicio del estiaje según Celec EP, se mantuvo en 56,31 m³/s.

Aun con menos agua, la central Mazar produjo más electricidad: entre el 1 y el 10 de septiembre generó en promedio 37,7 % más energía por día que en julio, según Celec Sur.

Esa energía adicional sale del agua guardada en el embalse, y por eso su nivel baja. Mazar usa sus reservas para cubrir la demanda del país mientras el caudal del río Paute se reduce, explicó el consultor energético Ricardo Buitrón.

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¿Cómo fueron los apagones de 2024 cuando bajó Mazar?

En abril de 2024, Mazar bajó hasta 2.106 msnm, por debajo del nivel mínimo operativo, y el país tuvo cortes de luz de hasta ocho horas diarias.

Los racionamientos volvieron el 23 de septiembre de 2024 con cortes nocturnos de ocho horas, entre las 22:00 y las 06:00, de lunes a jueves. Un día antes, el Gobierno los había adelantado en 12 provincias, entre ellas Azuay y Cañar.

El 9 de octubre, con la cota en 2.112 msnm, el entonces ministro de Energía, Antonio Goncalves, anunció que los cortes pasaban de cuatro a diez horas diarias. A finales de ese mes, la entonces ministra encargada, Inés Manzano, los extendió a 14 horas.

El 10 de noviembre de 2024, con Mazar en 2.111,21 msnm, el Ministerio de Energía informó que la central operaba con una de sus dos unidades. Ese mes, el Cenace pidió racionar el 41 % de la demanda, con cortes de luz de 12 a 14 horas.

Los puntos claves

• El Biess exige tres etapas para participar: registro de la cuenta, calificación como postor y presentación de la oferta por el inmueble elegido.
• La calificación como postor puede tomar hasta siete días hábiles, luego de que el interesado presente toda la documentación solicitada.
• El anticipo es del 10 % si la oferta es al contado y del 15 % si se solicita pagar a plazos, con un período máximo de cinco años.
• Los participantes reciben por correo la fecha y hora de la Audiencia de Posturas, en la que se revisan las ofertas y se determina al ganador.

Comprar una casa que está en remate no empieza con una oferta. En el caso del Biess, el interesado debe completar primero un proceso de registro y calificación antes de quedar habilitado para participar. Solo después podrá escoger un inmueble y presentar una propuesta económica.

El Banco del Instituto Ecuatoriano de Seguridad Social (Biess) cuenta con una plataforma digital para el remate de casas, departamentos y otros bienes. El proceso tiene tres etapas: crear una cuenta, calificarse como postor y presentar una oferta por el inmueble elegido.

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¿Cómo registrarse en la plataforma del Biess?

El primer paso es ingresar al sistema de remates del Biess y seleccionar la opción “Registro”.

El interesado debe proporcionar su número de identificación, teléfono celular y correo electrónico. Una vez enviados estos datos, recibirá un mensaje en la dirección registrada para activar la cuenta.

Después deberá crear un nombre de usuario y una contraseña. También tendrá que escoger tres preguntas de seguridad, registrar las respuestas y seleccionar una imagen que servirá para verificar su identidad en futuros ingresos.

Una vez revisados los datos, deberá confirmar el registro. El sistema mostrará un mensaje cuando la cuenta haya sido creada correctamente.

¿Cómo ingresar a la cuenta?

Para acceder a la plataforma, el usuario debe:

Crear una cuenta no basta para participar

Este es uno de los puntos que deben tomar en cuenta los interesados. Tener una cuenta en la plataforma no significa que ya estén habilitados para ofertar.

Después de ingresar, el usuario debe seleccionar la opción “Hacerme cliente” para iniciar el proceso de calificación como postor.

La plataforma mostrará los documentos que debe presentar. Los archivos deben cargarse en formato PDF y, además, el interesado tendrá que completar un formulario con información personal y familiar.

Durante la revisión, un funcionario del Biess puede solicitar documentos adicionales o aclaraciones a través del correo electrónico registrado. Por eso, el participante debe revisar con frecuencia su bandeja de entrada y mantener actualizados sus datos de contacto.

El análisis de la documentación puede tomar hasta siete días hábiles. El resultado será enviado por correo electrónico y determinará si el interesado queda habilitado para participar como postor.

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¿Cómo presentar una oferta por una casa?

Una vez que el Biess haya aprobado la calificación, el participante podrá ingresar nuevamente a la plataforma y revisar los bienes disponibles.

Después de seleccionar el inmueble de su interés, deberá escoger la opción “Realizar postulación” para presentar su oferta económica.

En esta etapa tendrá que cargar dos documentos:

Antes de realizar el depósito, el interesado debe revisar los datos bancarios, el número del proceso y las condiciones establecidas para el inmueble. Tanto el valor depositado como los documentos deben corresponder al remate seleccionado.

¿Cuánto se debe pagar como anticipo?

El porcentaje depende de la forma en que el participante plantea pagar el inmueble.

Si la compra será al contado, deberá depositar como anticipo el 10 % del valor presentado en su oferta.

Si solicita pagar a plazos, por un período máximo de cinco años, el anticipo será del 15 % del valor total ofertado.

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¿Qué ocurre después de presentar la oferta?

Una vez finalizada la postulación, el participante debe aceptar los términos y condiciones establecidos en la plataforma.

Después del remate, el Biess notificará por correo electrónico la fecha y hora de la Audiencia de Posturas, en la que se revisarán las propuestas y se informará quién resultó ganador.

Por ello, quienes participen deben estar pendientes de las comunicaciones oficiales enviadas al correo registrado y cumplir con los plazos establecidos para cada proceso.

Lo que debes saber

• Movistar y Tuenti compensarán a sus clientes tras las fallas registradas el 9 de septiembre.
• El beneficio incluye megas adicionales, con casos de 2 GB por 30 días, que serán notificados vía SMS.
• Conozca cómo verificar si recibió la compensación y qué informó la operadora sobre la interrupción del servicio.

Los clientes de Movistar y Tuenti en Ecuador recibirán beneficios adicionales luego de las intermitencias registradas durante la noche del miércoles 9 de septiembre, informó la empresa Otecel, operadora de ambas marcas. 

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La compensación consistirá en la entrega de megas adicionales para sus usuarios. Según la compañía, los clientes que sean beneficiarios ya están siendo notificados mediante mensajes SMS.

Por ello, quienes hayan tenido inconvenientes con el servicio pueden revisar las notificaciones recibidas en su teléfono para verificar si la compañía les acreditó el beneficio.

¿Qué dicen estas notificaciones?

Algunos usuarios ya han comenzado a recibir mensajes en los que se informa la entrega de 2 GB adicionales durante 30 días.

"¡Queremos que sigas conectado! Por eso, te regalamos 2 GB por 30 días, ya puedes disfrutarlos", señala uno de los mensajes enviados a clientes.

¿Cómo saber si Movistar o Tuenti le otorgó la compensación?

La forma anunciada por la empresa para comunicar el beneficio es mediante SMS. Por ello, los clientes deberán revisar los mensajes enviados por su operadora.

El mensaje recibido puede especificar la cantidad de megas acreditados y el período durante el cual estarán disponibles. En los casos reportados hasta ahora, el beneficio corresponde a 2 GB con una vigencia de 30 días.

Esto significa que no se trata de un reembolso de dinero ni de una reducción en el valor del plan contratado. La compensación anunciada corresponde a datos móviles adicionales.

¿Qué pasó con el servicio de Movistar y Tuenti?

Las fallas comenzaron aproximadamente a las 18:00 del miércoles 9 de septiembre y fueron reportadas principalmente en Quito, Guayaquil, Ibarra, Cuenca y Machala.

Durante varias horas, usuarios de las dos marcas señalaron dificultades para realizar y recibir llamadas, enviar mensajes de texto y utilizar el servicio de internet móvil.

En redes sociales, varios clientes reportaron que sus teléfonos aparecían sin cobertura, lo que afectó tanto actividades personales como laborales.

Otecel atribuyó la interrupción a problemas técnicos, los cuales, según la compañía, ya fueron solucionados.

Tras el incidente, Movistar y Tuenti ofrecieron disculpas por las molestias ocasionadas y anunciaron la entrega de los megas adicionales como una medida dirigida a sus clientes.

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Movistar y Tuenti preparan una nueva etapa bajo Millicom

El episodio se registra mientras Movistar y Tuenti atraviesan una nueva etapa en Ecuador. Ambas operaciones forman actualmente parte de Millicom, multinacional propietaria de la marca Tigo, luego de la adquisición de las operaciones de Telefónica en Ecuador.

La compañía señaló que continuará realizando inversiones y acciones para fortalecer su infraestructura y sus capacidades tecnológicas.

El objetivo, según Otecel, es mejorar la experiencia de conectividad y contar con una red más robusta y confiable para sus usuarios en el país.

Los puntos claves

• 175 inmuebles ya fueron identificados para una primera etapa de comercialización.
• Los bienes están principalmente en Guayas, Pichincha, Manabí, Santa Elena y Azuay.
• El Gobierno calcula que la venta de activos improductivos podría generar unos $ 2.000 millones.
• Todavía no se conocen los precios, direcciones ni las fechas de venta de los 175 inmuebles.

Terrenos, edificios y viviendas que llevan años sin generar recursos para el Seguro Social están en la mira del IESS. De un inventario preliminar de más de 1.000 inmuebles, 175 propiedades ya fueron identificadas para entrar en una primera etapa de venta, según informó este 10 de septiembre Bernardo Cordovez, presidente del Consejo Directivo de la institución.

Los bienes están ubicados principalmente en Guayas, Pichincha, Manabí, Santa Elena y Azuay. El IESS todavía trabaja en el levantamiento de información para determinar el número total de inmuebles que finalmente serán comercializados y las condiciones de cada uno.

La venta forma parte del plan anunciado por el Gobierno para convertir bienes considerados improductivos en recursos líquidos. El presidente Daniel Noboa ha señalado que espera obtener alrededor de $ 2.000 millones con la operación.

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¿Qué propiedades venderá el IESS?

El inventario incluye terrenos, edificios y casas que, de acuerdo con Cordovez, han permanecido abandonados o sin uso durante años.

Algunos de estos bienes incluso presentan problemas que deben resolverse antes de su comercialización. El funcionario reconoció que existen propiedades invadidas y otras que requieren procesos de regularización.

Por eso, aunque los primeros 175 inmuebles ya fueron identificados, el IESS todavía debe completar la revisión legal, física y catastral de cada propiedad antes de definir su venta.

La institución realiza actualmente un levantamiento de información con los equipos de Infraestructura, las unidades médicas y las direcciones provinciales a escala nacional.

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¿Dónde están los 175 inmuebles?

La primera lista de bienes identificados se concentra principalmente en cinco provincias:

Por ahora, el IESS no ha difundido un listado individual con la dirección, características, avalúo y precio de cada uno de los 175 inmuebles.

Ese detalle será clave para conocer cuáles propiedades estarán efectivamente disponibles para compradores particulares, empresas u otros interesados.

¿Cómo se podrán comprar las propiedades?

El mecanismo de comercialización todavía debe ser definido y ejecutado por el IESS para cada uno de los bienes que estén en condiciones de venta.

La institución ha señalado que trabaja en la regularización de los inmuebles que tienen problemas de ocupación o documentación. Una vez que esas situaciones sean resueltas, podrán avanzar hacia su liquidación y venta.

El IESS ya cuenta con antecedentes legales para la subasta de bienes improductivos, mecanismo que ha sido mencionado por sus autoridades como una de las vías para transformar estos activos en recursos.

Por ahora, no se han anunciado fechas, precios de salida ni un catálogo público de los 175 inmuebles. Esos datos deberán conocerse conforme avance el proceso.

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¿Por qué el IESS quiere vender sus propiedades?

La decisión está relacionada con la situación financiera del Seguro Social y con la necesidad de generar recursos para sus fondos.

Un informe del propio IESS, elaborado en marzo de 2026, identificó problemas en la valoración de sus bienes. Las propiedades debían ser actualizadas periódicamente por peritos acreditados por la Superintendencia de Bancos, pero la institución no realizó esos ajustes de acuerdo con la normativa.

Cordovez sostiene que vender los inmuebles no significa reducir el patrimonio del IESS, sino cambiar la composición de sus activos.

La explicación del funcionario es que los bienes fijos se convertirían en activos corrientes, es decir, en dinero disponible para fortalecer la sostenibilidad de los fondos.

La venta no es la única medida

Mientras avanza la revisión de los inmuebles, el IESS también busca obtener recursos mediante otras vías.

Una de ellas es la recuperación de la mora patronal, que supera los $ 2.700 millones. Según Cordovez, durante 2026 la institución ha recuperado alrededor de $ 560 millones por este concepto.

El Seguro Social también proyecta incorporar más afiliados. La meta institucional es superar los 100.000 nuevos afiliados durante este año, frente a los cerca de 90.000 registrados en 2025.

A esto se suma la deuda que mantiene con prestadores externos de salud, que bordea los $ 1.400 millones. Cordovez aseguró que se han desembolsado cerca de $ 695 millones para evitar la suspensión de servicios.

En el caso de las dializadoras, señaló que se han pagado más de $ 100 millones y que existen convenios vigentes con alrededor de 98 centros especializados.

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Jubilados cuestionan la venta

La decisión de convertir los inmuebles en liquidez también ha generado cuestionamientos entre jubilados agrupados en el colectivo Un Nuevo IESS, que ha pedido que organismos de control revisen la legalidad del proceso.

El Gobierno, en cambio, sostiene que se trata de activos improductivos que pueden convertirse en recursos para atender las necesidades financieras del Seguro Social.

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El anuncio se realizó en el marco de la conmemoración de los 80 años de trayectoria de la empresa, una de las principales fabricantes de línea blanca y electrodomésticos del mercado. La nueva instalación estará enfocada en la categoría de lavado y reforzará la capacidad industrial de la firma en el país.

“Actualmente somos cerca de 400 trabajadores, pero con este proyecto se esperan 200 plazas adicionales. Aproximadamente unas 200.000 unidades de lavadoras se importan; más o menos la misma cantidad es lo que estaríamos produciendo acá, pero no solo para el mercado local, una parte también se irá a países como Colombia, Perú y Centroamérica”, adelantó meses atrás a EXPRESO Liliana Larrañaga, CEO de Mabe Ecuador,  durante una entrevista. 

La ejecutiva destacó que la nueva planta permitirá sustituir parte de las importaciones de esta categoría y convertir a Ecuador en una plataforma de producción para mercados regionales. Con ello, la compañía ampliará la oferta de productos fabricados localmente, que actualmente se concentra principalmente en cocinas. 

El 80 % de su oferta se exporta

Según datos de la Superintendencia de Compañías, Mabe Ecuador registró ingresos por $91,8 millones en 2025. La empresa produce anualmente alrededor de 500.000 cocinas en el país, de las cuales el 80 % se exporta a mercados como Colombia, Perú, Chile, Argentina y varios países de Centroamérica.

La inversión forma parte de una estrategia más amplia de transformación tecnológica y fortalecimiento industrial. La nueva planta incorporará procesos orientados a la fabricación de soluciones de lavado con estándares de eficiencia, automatización e innovación, en línea con las nuevas tendencias de consumo.

De manera paralela, la compañía anunció el fortalecimiento de su portafolio en categorías como refrigeración, cocinas, empotrables, congeladores y aires acondicionados, con una propuesta enfocada en tecnología, eficiencia energética y diseño.

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Nueva imagen corporativa

Como parte de la celebración de sus ocho décadas de operación, Mabe también presentó una nueva imagen corporativa. La renovación busca proyectar una identidad más moderna y tecnológica, alineada con los estándares globales de la marca y con las nuevas expectativas de los consumidores.

La compañía señaló que este proceso de transformación busca consolidar su posición en el mercado ecuatoriano y acompañar la evolución de los hogares, donde la demanda por productos conectados, eficientes y funcionales gana cada vez más espacio.

EXPRESO conoció que algunas empresas recibieron pedidos directos para encender voluntariamente esas plantas, por lo que la información no se canalizó a través de vías oficiales.

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Edwing Encalada estuvo la semana pasada en El Portal Shopping, en Carapungo, al norte de Quito, cuando el centro comercial pasó a funcionar con su propia electricidad.

“En El Portal inhabilitaron los ascensores y las gradas eléctricas cuando prendieron los generadores”, dijo a EXPRESO. Los dos equipos quedaron fuera de servicio mientras el local funcionaba con su planta.

Días después, Encalada observó el mismo patrón en un hotel de Quito, que también recurrió a su generador para autoabastecerse de electricidad.

En el Quicentro Norte, Mónica Flores hacía compras cuando se fue la luz y los ascensores dejaron de funcionar durante unos minutos, dijo a EXPRESO.

A lo largo de la avenida República de El Salvador, en el norte de Quito, varias farmacias y locales comerciales mantienen sus generadores en la puerta desde agosto, constató este medio.

Este Diario buscó a la administración de los centros comerciales y no obtuvo respuesta hasta el cierre de esta edición.

Tampoco hay un pronunciamiento oficial que respalde la solicitud ni una resolución publicada que la ordene, ni se conoce cuántos megavatios libera del sistema el encendido de esas plantas.

¿Qué pasó en enero de 2026 con los centros comerciales de Quito?

No es la primera vez que se recurre a los centros comerciales de Quito. En enero se les pidió desconectarse de la red, cuando Colombia suspendió sus exportaciones de electricidad a Ecuador el 22 de ese mes.

¿Cómo afecta el fenómeno de El Niño al estiaje 2026 en Ecuador?

El estiaje ya comenzó: la Corporación Eléctrica del Ecuador (Celec EP) ubica la temporada seca entre septiembre y marzo.

A esa temporada se suma un evento de El Niño ya establecido y en fortalecimiento, según el boletín del 4 de septiembre del Comité Nacional para el Estudio Regional del Fenómeno El Niño (Erfen).

Ese comité prevé que alcance una intensidad muy fuerte hacia finales de 2026 y cita a la Organización Meteorológica Mundial (OMM), que estima una probabilidad cercana al 100 % de que persista hasta febrero de 2027.

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Ecuador contrata 120 MW arrendados de los 525 MW previstos para 2026

Mayra Pacheco Pazmiño

¿Cuál es el déficit eléctrico de Ecuador en 2026?

Ecuador afronta esa temporada con un déficit de 1.391 megavatios. Durante 2026 se incorporaron apenas 50 megavatios nuevos: los 525 megavatios de generación arrendada previstos no entraron en operación.

La demanda, en cambio, creció y hoy promedia entre 4.250 y 4.300 megavatios, frente a los 3.800 de 2024. La industria consume el 25 % de esa electricidad y los hogares, el 33 %.

¿Por qué Colombia restringió la venta de electricidad a Ecuador?

Ecuador cubre parte de ese faltante con electricidad importada: volvió a comprar a Colombia hasta 450 megavatios desde el 5 de agosto, tras meses de suspensión de las ventas.

Colombia atraviesa el mismo escenario de sequía: el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (Ideam) advirtió en junio que El Niño reducirá allí las lluvias, los caudales de los ríos y los niveles de los embalses.

Ese instituto calculó en 63 % la probabilidad de que el fenómeno alcance intensidad muy fuerte entre noviembre de 2026 y enero de 2027, en el tramo más exigente del estiaje ecuatoriano.

Con ese panorama, el margen se estrechó: Colombia endureció las condiciones y ahora solo exporta con generación de seguridad, una vez cubierta su demanda interna.

¿Qué empresas deberán generar su propia electricidad desde el 15 de diciembre?

Desde el 15 de diciembre, un decreto ejecutivo vigente desde junio de 2025 obliga a los grandes consumidores industriales a cubrir su consumo con generación propia: unos 250 megavatios, el 6 % de la demanda nacional.

Entre esas empresas están mineras, siderúrgicas y Petroecuador. El Viceministerio de Electricidad y Energía Renovable pidió a las distribuidoras notificar a sus clientes y entregar el catastro de grandes consumidores.

El encendido de generadores que ocurre estos días en Quito es voluntario y no está amparado en ese decreto, cuyo plazo vence el 15 de diciembre.

Según información proporcionada por el banco, actualmente cuenta con más de 3.000 colaboradores, de los cuales el 56 % son mujeres. Además, ellas representan el 47 % de las personas que ocupan cargos de liderazgo dentro de la institución.

Great Place to Work evalúa la experiencia de los colaboradores dentro de las organizaciones. En el caso del listado enfocado en mujeres, el reconocimiento considera aspectos relacionados con las oportunidades de desarrollo, crecimiento profesional, liderazgo y experiencia laboral.

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¿Cuántas mujeres trabajan en Banco Guayaquil?

Banco Guayaquil informó que su estrategia de diversidad, equidad e inclusión contempla acciones relacionadas con liderazgo y desarrollo de talento, políticas de respeto a la diversidad, cultura inclusiva y flexibilidad laboral.

Entre los indicadores divulgados por la institución consta un ratio salarial entre hombres y mujeres de 0,98.

Asimismo, de acuerdo con datos proporcionados por el banco, el 93 % de las colaboradoras considera que en los procesos de selección y desarrollo prima el talento por encima del género, mientras que el 91 % señala que existe un balance entre la vida personal y laboral y que se prioriza su bienestar.

La institución también cuenta con iniciativas dirigidas a acompañar a sus trabajadoras durante diferentes etapas profesionales y personales. Dentro de su programa integral de bienestar, denominado Me Cuido, ofrece opciones de flexibilidad laboral, acompañamiento durante la maternidad y espacios destinados a la lactancia.

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Banco Guayaquil recibe reconocimiento de Great Place to Work

El reconocimiento fue entregado durante el Certification Day de Great Place to Work. En el evento, María Fernanda Zambrano, gerente de Selección y Estructura de Banco Guayaquil, participó con la conferencia La Cultura con la que hacemos Banca es Magenta.

Durante su intervención explicó el modelo de cultura interna que la entidad denomina Cultura Magenta y su aplicación en la experiencia de los trabajadores.

Según las cifras difundidas por Banco Guayaquil, el 98 % de sus colaboradores afirma sentirse orgulloso de trabajar en la institución y se identifica con esa cultura corporativa.

Con su ingreso al Top 3 del ranking, Banco Guayaquil suma un nuevo reconocimiento en materia laboral y asegura que continuará impulsando políticas enfocadas en oportunidades de crecimiento, bienestar y desarrollo de sus colaboradores.

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Lo que debe saber

• Nuevas resoluciones: Beneficiarios entregaron al SRI resoluciones favorables cuyos pagos aún están pendientes.
• Pagos por cronología: El SRI señala que está acreditando los trámites en orden cronológico.
• Más reclamos: Adultos mayores y personas con discapacidad también reportan bloqueos en la plataforma web del SRI.

Los líderes de los adultos mayores se reunieron por segunda vez en septiembre de 2026 con Diego Valenzuela, director zonal 8 del Servicio de Rentas Internas (SRI), para entregar nuevas resoluciones aprobadas correspondientes a beneficiarios que todavía no han recibido la devolución del IVA, pese a que ya han transcurrido los 60 días establecidos por la normativa para recibir el dinero.

Te invito a leer: SRI y CONADIS buscan facilitar el acceso a beneficios tributarios para personas con discapacidad

Harry Valarezo, uno de los dirigentes, señaló a Diario EXPRESO que valora la predisposición de la autoridad para escucharlos y buscar soluciones a los problemas que enfrentan.

Tras recibir las nuevas resoluciones favorables, Valenzuela se comprometió a atender los reclamos y revisar los casos presentados por los beneficiarios.

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Movistar y Tuenti compensan a sus clientes tras falla masiva de señal en Ecuador

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El SRI asegura que avanza por orden cronológico

Durante la reunión se enfatizó que la asignación de los recursos económicos se está realizando, hasta el momento, en orden cronológico, de acuerdo con la fecha de aprobación de las resoluciones.

Según lo informado por el SRI, se han acreditado los trámites con resolución favorable hasta el 17 de agosto de 2026 en el caso de adultos mayores y hasta el 26 de agosto de 2026 para las personas con discapacidad.

Sin embargo, un grupo de adultos mayores y personas con discapacidad continúa reclamando que no ha recibido la devolución del IVA, pese a contar con una resolución aprobada que reconoce el beneficio y dispone la asignación de los recursos.

También reportan bloqueos en la página del SRI

Otro de los inconvenientes expuestos durante el encuentro fue el bloqueo de ciertos accesos de adultos mayores en la plataforma web del SRI.

Ante estos casos, Valenzuela solicitó a los afectados que envíen fotografías o capturas del mensaje que aparece en la página web para identificar la razón del bloqueo y determinar qué solución corresponde.

Los dirigentes esperan que la entrega de las nuevas resoluciones permita destrabar los pagos pendientes y que los beneficiarios puedan finalmente recibir los valores que les corresponden.

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Las fallas comenzaron alrededor de las 18:00 y fueron reportadas principalmente en Quito, Guayaquil, Ibarra, Cuenca y Machala. Durante varias horas, clientes de la compañía informaron problemas para realizar y recibir llamadas, enviar mensajes de texto y acceder a internet móvil.

A través de redes sociales, numerosos usuarios señalaron que sus dispositivos aparecían sin cobertura, situación que generó inconvenientes tanto en actividades personales como laborales.

¿En qué consiste esta compensación?

Este 10 de septiembre, las operadoras dieron a conocer que esta compensación se hará con la entrega de megas adicionales, que se  notificarán vía SMS  a sus clientes, tanto prepago como postpago. 

Algunos usuarios ya empezaron a recibir estas notificaciones, que anuncian la reposición de 2GB por 30 días. "¡Queremos que sigas conectado! Por eso, te regalamos 2 GB por 30 días, ya puedes disfrutarlos. Trabajamos para brindarte una mejor experiencia", se detalla en los mensajes. 

Las fallas se atribuyen a problemas técnicos

La empresa Otecel, que opera las marcas Movistar y Tuenti en Ecuador, atribuyó la interrupción a problemas técnicos, ya resueltos. 

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Tanto Movistar como Tuenti forman parte actualmente del grupo multinacional Millicom, propietario de la marca Tigo, tras la adquisición de las operaciones de Telefónica en Ecuador.

El episodio ocurre en un momento clave para la compañía, que busca consolidar su nueva etapa en el mercado ecuatoriano bajo la administración de Millicom. 

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Ante los reportes, la Empresa Eléctrica Quito (EEQ) informó que su personal operativo se desplazó hasta el sector de La Carolina para realizar trabajos correctivos y restablecer el servicio.

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De acuerdo con la empresa, los sectores afectados son: La Pradera, San Salvador, la avenida Eloy Alfaro, entre San Salvador y la avenida Los Shyris, Bosmediano y sus alrededores.

La EEQ señaló que las labores se realizan para recuperar el suministro eléctrico en el menor tiempo posible. Mientras duren los trabajos, los usuarios de estos sectores permanecen sin servicio.

Otro corte de luz se registró en Tumbaco

Los cortes de energía también se han registrado recientemente en otros sectores de Quito. El 8 de septiembre, varias zonas de Tumbaco se quedaron sin electricidad debido a un cortocircuito provocado por un ave en la red de medio voltaje, según informó la EEQ.

El incidente obligó al personal operativo a realizar trabajos correctivos para recuperar el servicio.

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Entre los sectores afectados estuvieron La Viña, Tolagasi, La Primavera, San Antonio, La Dolorosa, Cunuyacu, Pachosalas, Leopoldo Chávez, Rumihuayco, Lumbisí, Cochapamba, La Cerámica, Comuna Central y sus alrededores.

Los trabajos permitieron restablecer el suministro eléctrico en las zonas afectadas.

Pero, ¿hasta cuándo puede subir el precio del petróleo?

El banco de inversión y firma de servicios financieros de Estados Unidos, Goldman Sachs, ya contempla una escalada del precio en $120 en caso de una interrupción importante de la producción regional.

Asimismo, señala que, en un escenario extremo, pero no imposible, el precio podría elevarse incluso hasta los $150 por barril si el conflicto provoca una interrupción prolongada y grave del suministro mundial.

Brent ya llegó a niveles cercanos a $118–120 durante las tensiones de 2026, por lo que técnicamente volver a esa zona no sería extraordinario.

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¿Cuál es el efecto para Ecuador si sigue subiendo el precio del petróleo?

Si el precio internacional continúa subiendo, manteniéndose los volúmenes actuales, Ecuador podría recibir cientos de millones de dólares adicionales por exportaciones.

No obstante, si bien Ecuador es un país exportador de petróleo, también es importador de derivados.

Entonces, cuando sube el petróleo internacional, sube el costo de las importaciones de combustibles, lo que reduce parte del beneficio.

De hecho, de acuerdo con cifras del Banco Central de Ecuador, durante enero a junio de este 2026 las exportaciones petroleras aumentaron 13,8%, pero las importaciones de bienes petroleros crecieron 37,8%.

Lo que debes saber

• Ecuador tiene contratados 120 MW de generación térmica arrendada, distribuidos entre Pascuales, Santa Elena, Jaramijó y Guangopolo.
  
• Los 120 MW representan apenas el 23 % de los 525 MW arrendados que el Gobierno anunció en abril como parte de su plan térmico.
  
• El plan gubernamental contempla 920 MW en total, entre 525 MW arrendados y 395 MW mediante compra de equipos y reposición de maquinaria.

Ecuador tiene contratados 120 megavatios (MW) de generación térmica arrendada de los 525 MW que el Gobierno anunció que incorporaría bajo esta modalidad en 2026, según una fuente del sector eléctrico consultada por Diario EXPRESO.

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La potencia contratada se distribuye entre cuatro proyectos: 50 MW en Pascuales, 45 MW en Santa Elena, 15 MW en Jaramijó y 10 MW en Guangopolo. Los equipos serán arrendados por dos años y utilizarán diésel para generar electricidad, precisa la fuente.

La expectativa es que estos 120 MW puedan incorporarse hasta finales de 2026, aunque su disponibilidad efectiva dependerá de la instalación y puesta en operación de los equipos.

Los 120 MW son parte del plan de 920 MW

Los 120 MW forman parte del plan anunciado por el Gobierno el 20 de abril de 2026 para incorporar 920 MW de generación térmica.

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Para los 525 MW arrendados, Celec anunció una inversión de $315,54 millones. En abril de 2026, la empresa estatal informó que 205 MW estaban en contratación -Salitral, Santa Elena, Pascuales, Guangopolo, Miraflores y Jaramijó-, mientras otros 320 MW, correspondientes a Machala III y un proyecto BOT en Guayaquil, constaban todavía como proyectos.

Casi cinco meses después, la fuente del sector eléctrico señala que están contratados 120 MW. Esa potencia equivale a cerca del 23 % de los 525 MW que el Gobierno proyectó incorporar mediante arrendamiento. “De esos 920 MW anunciados, lo más próximo son los 120 MW”, señala y advierte que todavía no existe certeza sobre cuándo podrá incorporarse el resto de la potencia contemplada.

¿Qué pasa con los otros 395 MW?

El segundo componente del plan gubernamental contempla 395 MW de generación propia, en los que se previa una inversión de $381,30 millones.

La intención anunciada por Celec era disminuir progresivamente la dependencia de generación arrendada conforme entren en operación los equipos propios.

Además, la incorporación de esta nueva potencia tenía como objetivo reforzar el sistema eléctrico para el estiaje 2026-2027, y la posible llegada del fenómeno de El Niño.

Este aporte resulta clave, más ahora que Colombia aplica desde el 7 de septiembre nuevas condiciones para exportar electricidad durante su período de riesgo de desabastecimiento, priorizando primero la atención de su demanda interna.

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Para Ecuador, esto reduce una de las alternativas disponibles para cubrir eventuales déficits de generación.

Por ahora, sin embargo, los 120 MW arrendados contratados representan menos de una cuarta parte de los 525 MW previstos bajo esta modalidad y apenas el 13 % de los 920 MW que contempla el plan térmico anunciado por el Gobierno en abril.

Lo que debes saber

• La mayor terminal de graneles del Ecuador entra en una etapa decisiva: el Gobierno prepara una nueva concesión por 30 años para atraer inversión privada y ampliar su capacidad operativa.
• El Terminal Granelero y Multipropósito movilizó un récord de 2,9 millones de toneladas en 2025 y es clave para el abastecimiento de industrias estratégicas como la camaronera.
• El proyecto contempla inversiones por más de $220 millones y busca replicar modelos exitosos de alianzas público-privadas para modernizar la infraestructura portuaria del país.

Casi tres décadas después, la mayor terminal portuaria de graneles de Ecuador está por iniciar un nuevo capítulo en su historia operativa. Andipuerto, tras 28 años de operaciones, está por concluir su periodo de concesión, un proceso que ha dado paso al Gobierno para, con apoyo del BID, encaminar un nuevo modelo de delegación mediante una Alianza Público-Privada (APP), que permita potenciar el crecimiento futuro de esta terminal.

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No se trata de cualquier centro portuario. Según cifras de la Subsecretaría de Puertos, el Terminal Granelero y Multipropósito (TGM), con la ayuda de un solo muelle, logró alcanzar en 2025 cifras récord al movilizar 2,9 millones de toneladas métricas de importación de graneles secos (su único giro de negocio), entre industriales y alimenticios como trigo, maíz y soya, alcanzando así una participación del 22 % dentro de la carga total movilizada por concesionarios, después de DP World (37 %) y Contecon (41 %).

“Es, en sí, el puerto de graneles más importante del Ecuador porque conceptualmente está muy ligado a la idea de la soberanía alimentaria del país. Por esta terminal entra, por ejemplo, el alimento que impulsa a una de las industrias más importantes del país, como es el sector camaronero”, puntualiza Pablo Morales, consultor de la delegación de Andipuerto.

El modelo de delegación, previsto para los próximos 30 años, se ejecutará a través de una Alianza Público-Privada (APP), esquema que permite a una empresa privada, nacional o extranjera, operar activos del Estado e invertir su propio capital, bajo sus propios riesgos. El proceso ya culminó su etapa de estructuración, con la asesoría técnica del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y consultores internacionales, y avanza hacia una fase de licitación para su adjudicación, prevista entre diciembre y enero del próximo año.

Mientras transcurre este proceso, la Autoridad Portuaria de Guayaquil (APG), propietaria estatal del TGM, deberá definir si extiende o no la prórroga de concesión de Andipuerto, que vencerá el próximo 26 de noviembre. Esto, dice Morales, debería contemplar también los plazos de transición requeridos para garantizar la operatividad de la terminal, de forma ininterrumpida y con los mismos niveles de calidad y eficiencia, hasta que una nueva delegación asuma su control.

“Se prevé que este concurso de licitación tome cinco meses; por tanto, se espera que entre junio y julio ya se tenga un adjudicatario. Con ese adjudicatario entraría un proceso de transición de aproximadamente seis meses, durante los cuales el nuevo operador realizará las inversiones necesarias para asumir un negocio en marcha: su propio equipamiento, personal, hojas de ruta y, en fin, todo el componente logístico. Por ello, se espera que en los primeros meses de 2028 ya esté operando el nuevo concesionario”, explica Morales.

EXPRESO solicitó una entrevista a la Subsecretaría de Puertos y Transporte Fluvial para conocer más detalles del proceso de delegación, pero aún espera una respuesta. No obstante, el funcionario, en declaraciones a la revista Forbes, adelantó que el estudio de prefactibilidad demanda una inversión aproximada de $ 220,20 millones, que se canalizarían en dos fases. La primera (61 %) estaría destinada a infraestructura portuaria, construcción de muelles, transporte vial, dragado, rellenos, movimiento de suelos y equipamiento. La segunda se enfocaría en ampliar la capacidad.

Salida de Andipuerto, en cifras

Andipuerto concluye esta etapa de concesión con $ 27 millones en inversiones obligatorias, adicionales y de mantenimiento, pero también con la expectativa de seguir participando en el nuevo modelo de delegación. 

“Obviamente hay interés en participar, pero todavía no existen las bases del concurso... Va a depender mucho del modelo de negocio, de cómo vea el Estado, digamos, el futuro de esta terminal”, dijo Morales.

Alianzas Públicas y Privadas (APP): Mirar a Perú como modelo

En los últimos meses, el BID y otros organismos internacionales, como la CAF (Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe) y el Banco Mundial, han abierto una serie de procesos de estructuración con el fin de adjudicar proyectos que permanecían absolutamente estancados. Esto, sin que le cueste al Estado. El TGM, dice el experto en inversiones Marcelo Bodero, es uno de ellos. Y de este grupo, al menos 13 iniciativas estarían a la espera de desarrollarse bajo un modelo APP.

Bodero destaca la labor del Gobierno en ese sentido. Recurrir a las Alianzas Público-Privadas (APP), sostiene, significa dar oxígeno financiero al Estado ecuatoriano que, con un alto déficit fiscal, se ve obligado a mantener obras públicas en abandono.

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“Si Ecuador no tiene recursos para hacer estudios, lo que hay que privilegiar es que alguien aporte capital para esos estudios y la estructuración, con el fin de adjudicarlos posteriormente. ¿Y cómo no va a ser bueno que llegue inversión extranjera? Porque eso es inversión extranjera directa”. Distinto sería, agrega, “si se adjudican proyectos a una compañía de tercer nivel o a un grupo como Progen”.

Bodero también habla de la necesidad de seguir adoptando este modelo de ejecución de obras como una política de Estado. Pone como ejemplo a Perú, donde cada año se adjudican obras estatales a privados por más de $ 10.000 millones.

“¿Usted sabe lo que significaría para Ecuador tener, no le digo 10.000, sino 5.000 millones? Y, ojo, Ecuador, proporcionalmente hablando, es mucho más grande que Perú en activos públicos, porque nuestra Constitución de 2008 fue diseñada bajo el socialismo del siglo XXI, lo que hace que prácticamente todo sea público”.

A esa cifra se agregan $81 millones en multas y sanciones potenciales, con lo que el total llega a $154 millones, sin contar intereses. Así lo informó la empresa canadiense en un comunicado del 8 de septiembre de 2026.

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La minera no ha informado de un pago, sino de un monto propuesto a pagar que cuestionará por los canales correspondientes.

Hasta el cierre de esta nota, el SRI no se había pronunciado públicamente y las cifras conocidas provienen únicamente de la empresa.

¿Qué es el ajuste soberano de Fruta del Norte?

El ajuste soberano es una garantía que el Estado ecuatoriano se reservó al firmar el Contrato de Explotación de Fruta del Norte, el 14 de diciembre de 2016.

Esa cláusula fija que su participación en los beneficios acumulados del proyecto no puede ser inferior al 50 %.

Cuando esa participación cae por debajo del umbral, la minera queda obligada a pagar una compensación anual que la devuelva a ese nivel. Ese pago es el ajuste soberano, y no es un impuesto, sino una obligación que nace del contrato.

¿Cómo se calcula el ajuste soberano?

Para saberlo, cada año se comparan los beneficios acumulados de Lundin Gold y del Estado desde que arrancó el proyecto. Los de la empresa se miden como el valor presente neto de los flujos de caja libres de la mina, explicó la compañía.

Del lado del Estado se suma el valor presente acumulado del impuesto a la renta, las regalías, la participación laboral que recibe el Estado, el IVA no recuperable y los pagos anteriores por ajuste soberano.

¿Por qué Lundin Gold rechaza el monto del SRI?

El desacuerdo no está en el porcentaje, sino en cómo se llega a él. Lundin Gold afirmó que la determinación del SRI no es consistente con la metodología que fija el Contrato de Explotación.

La diferencia, según la empresa, proviene de la forma en que se aplicó esa fórmula.

Jamie Beck, presidente y director ejecutivo de la compañía, aseguró que la empresa dará los pasos necesarios para elevar la controversia y proteger sus derechos, aunque mantiene una relación positiva con el Gobierno.

"Creemos que la determinación resulta de una mala interpretación de la metodología de cálculo establecida en nuestro Contrato de Explotación", dijo.

¿Se detiene la mina Fruta del Norte?

No. La empresa precisó que la determinación del SRI no afecta sus operaciones actuales, las proyecciones divulgadas previamente, los programas de exploración ni los planes de expansión.

Aun así, el desenlace pesa: Fruta del Norte es la única mina en producción de Lundin Gold, con sede en Vancouver y dueña del 100 % del yacimiento, en el sureste de Ecuador.

Lundin Gold anunció que entregará nuevas actualizaciones a medida que avance el proceso. El comunicado no precisa el plazo con el que cuenta para impugnar la determinación ni si el caso llegará a un arbitraje internacional.

• Desde el 7 de septiembre Colombia solo le vende electricidad a Ecuador después de cubrir todo su consumo, y únicamente con plantas térmicas que queman combustibles líquidos o con renovables que estén vertiendo agua.
• Ecuador paga el precio de la planta más cara que Colombia ponga a disposición para esa venta, más lo que cuesta prenderla y apagarla. En agosto el precio mayorista allí promedió $0,30 por kilovatio hora.
• El usuario ecuatoriano paga en promedio 10,61 centavos por kilovatio hora, y el Estado destinará $598,3 millones este año para cubrir la diferencia entre lo que cuesta el servicio y lo que se cobra, según Arconel

La electricidad que Ecuador le compra a Colombia quedó atada al precio más alto de ese sistema y solo llega cuando al país vecino le sobra, tras cubrir su consumo.

Las nuevas condiciones rigen desde el 7 de septiembre y tienen una causa: la sequía del fenómeno de El Niño dejó a Colombia con menos agua en sus embalses y la obligó a encender plantas térmicas, más costosas.

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La ministra de Minas y Energía de Colombia, María Nohemí Arboleda Arango, expuso esa situación el 8 de septiembre de 2026 al comparecer en un debate de control político en la Cámara de Representantes.

“Tenemos caudales en los ríos que no habíamos visto desde el año 50”, afirmó la ministra ante los representantes. Más del 60 % de la generación colombiana proviene del agua.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) lo mide de otra forma: el agua que llega a los embalses lleva cuatro meses por debajo del promedio histórico y en agosto apenas alcanzó el 74,46 %.

Encender esas plantas cuesta más y ese costo termina en el precio. “No nos digamos mentiras, la tarifa tiene que subir”, dijo la ministra en la sesión.

También advirtió que lo más duro de la temporada seca llegará en diciembre y se extenderá, en el mejor escenario, hasta abril de 2027. Esas fechas se cruzan con el estiaje 2026-2027 en Ecuador, cuando el país suele comprarle energía a Colombia.

¿Qué piden los congresistas colombianos sobre la venta a Ecuador?

El representante Luis Ramiro Ricardo Huelvas cuestionó que se mantenga el suministro a Ecuador en plena estrechez y pidió priorizar a la población colombiana.

El representante Juan David Rangel Yánez pidió usar esa energía para abaratar la tarifa en la costa atlántica.

Arboleda respondió con un antecedente. “En el Niño pasado Ecuador nos salvó, nos dio energía por un tiempo para que nosotros no entráramos en racionamiento”, dijo sobre el fenómeno de 2015 y 2016.

“Nosotros nunca hemos vendido lo que no tenemos”, afirmó sobre un esquema que, dijo, nació de la solidaridad.

Agregó que desde que rige la medida Colombia envía menos energía afuera, y que el Gobierno ecuatoriano se quejó por esa reducción.

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¿Cuánto le cuesta a Ecuador importar electricidad de Colombia?

La energía que Ecuador logre comprar se cobra al precio de la planta más cara que Colombia ponga a disposición para esa venta, y el país paga además lo que cuesta prenderla y apagarla.

La CREG precisó que la medida es preventiva y que no implica racionamiento en Colombia.

A eso se suman los otros cargos que fija la norma colombiana. En agosto el precio mayorista en Colombia promedió 948,7 pesos por kilovatio hora, unos $0,30.

El 6 de septiembre, un día antes de que rigieran las nuevas condiciones, Colombia ofreció menos de 3.000 MWh diarios, frente a los cerca de 10.000 MWh que puede llevar la línea entre los dos países.

El precio de esa oferta se acercó a los 89 centavos por kilovatio hora, según el cálculo de un exgerente del sector eléctrico que pidió no ser identificado.

La tarifa media aplicada en Ecuador es de 10,61 centavos de dólar por kilovatio hora, mientras el costo medio del servicio llega a 12,83 centavos, según la resolución de costos vigente para 2026 de la Agencia de Regulación y Control de Energía (Arconel).

Como Arconel fija esa tarifa, el mayor costo de la importación no se traslada automáticamente a la planilla del usuario. El costo recae sobre las distribuidoras y sobre la Corporación Eléctrica del Ecuador (Celec), explicó el exgerente.

Solo por cubrir esa diferencia, Arconel calcula que el Estado destinará $598,3 millones este año.

Si la importación se sostuviera a plena capacidad, estimó, el país gastaría entre $9 millones y $10 millones diarios, frente a un presupuesto anual del sector que él sitúa en poco más de $2.000 millones.

A eso se suma que las compras a Colombia son de tipo prepago: exigen recursos anticipados para cada transacción.

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¿Habrá cortes de luz en Ecuador durante el estiaje 2026-2027?

El embalse de Mazar, que regula la producción del complejo Paute, acumula una caída de más de ocho metros frente a su nivel máximo. Para 2026 el país prevé sumar 50 megavatios de generación arrendada.

En el parque térmico, la central Esmeraldas I tiene una capacidad de 132 megavatios, según la ficha técnica de Celec. Que esté o no disponible cambia cuánta electricidad propia sustituye a la importada.

El exgerente calculó que la demanda llegará a fin de año a valores cercanos a 6.000 megavatios, con un crecimiento que estima en torno al 10 % desde 2024, y que el agua de Mazar, Paute y Molino alcanza para 30 a 45 días si no mejoran las precipitaciones.

Si la oferta no cubre la demanda, agregó, una de las medidas podría ser cortarle el suministro a las grandes industrias.

El exgerente describió el escenario como una coincidencia de condiciones críticas en los dos países: en 2015 y 2016 Ecuador pudo venderle energía a Colombia, y esta vez ambos sistemas enfrentan la sequía a la vez.

Lo que debes saber

• La interconexión eléctrica de 500 kV con Perú está todavía en proceso de adjudicación y su operación se proyecta para 2029.
  
• La nueva infraestructura permitirá a Ecuador ampliar su capacidad de intercambio eléctrico con Perú, frente a los cerca de 50 MW que puede recibir actualmente.
  
• El proyecto ya fue licitado anteriormente y ahora atraviesa un segundo proceso, en el que se espera completar la adjudicación entre octubre y noviembre de 2026, según una fuente del sector eléctrico.

Ecuador dio un nuevo paso para concretar la interconexión eléctrica de 500 kilovoltios (kV) con Perú, una infraestructura que permitirá aumentar los intercambios de energía entre ambos países y contar con otra alternativa para enfrentar períodos de déficit de generación.

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"La Agencia de Regulación y Control de Electricidad (Arconel), entidad adscrita al Ministerio de Ambiente y Energía, otorgó la licencia ambiental" para el proyecto de la Línea de Transmisión en 500 kV Ecuador-Perú, correspondiente al Sistema de Transmisión Chorrillos-Pasaje-Frontera. Así lo informó este 9 de septiembre de 2026 la cartera de Estado.

Según esa cartera de Estado, esta autorización permitirá continuar con las etapas previstas para implementar la infraestructura. El permiso comprende las fases de construcción, operación, mantenimiento y cierre del proyecto.

Una vez que entre en operación esta infraestructura, Ecuador podría aumentar los intercambios de energía con Perú.

Actualmente, Ecuador puede importar desde Perú hasta unos 50 MW de manera puntual, pero con la nueva interconexión se podría ampliar hasta 650 MW partir de 2029.

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Esta cifra supera la potencia máxima que se puede recibir desde Colombia (450 MW). Sin embargo, la disponibilidad de este suministro resulta por ahora incierto, luego de que el país vecino activara el periodo de riesgo de desabastecimiento de agua por la posible llegada de el fenómeno de El Niño.

¿Cuándo estará lista la interconexión con Perú?

La nueva conexión, sin embargo, no estará disponible para el actual período de estiaje. De acuerdo con la planificación difundida por el Ministerio, se proyecta que el sistema entre en operación en 2029. Inicialmente, estaba previsto para el segundo semestre de 2027.

El proyecto contempla una inversión de $277,7 millones, con participación del Gobierno a través de la Corporación Eléctrica del Ecuador (Celec) y financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y del Banco Europeo de Inversiones (BEI).

La infraestructura tendrá 284,85 kilómetros de líneas de transmisión a 500 kV en territorio ecuatoriano. Partirá de la subestación Chorrillos, en Guayaquil, llegará hasta Pasaje y continuará hacia la frontera con Perú, atravesando Guayas, El Oro y Azuay.

Un proyecto que lleva varios años en desarrollo

La interconexión no arranca con el anuncio de esta semana. El proyecto lleva ya varios años entre las etapas de estudios, financiamiento y contratación.

En septiembre de 2024, por ejemplo, la Celec y el entonces Ministerio de Energía y Minas anunciaron una licitación pública internacional para avanzar con la construcción. En ese momento, el proceso contemplaba dos bloques: uno para las subestaciones Pasaje y Chorrillos y otro para las líneas Chorrillos-Pasaje y Pasaje-Frontera.

En septiembre de 2024, la Celec señaló que el proyecto ya contaba con una licencia ambiental otorgada por el entonces Ministerio del Ambiente, Agua y Transición Ecológica.

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Diario EXPRESO consultó este 9 de septiembre de 2026 a la cartera de Estado la diferencia entre la autorización de 2024 y la licencia ambiental otorgada ahora por Arconel y estamos a la espera de su respuesta.

¿Qué ganará Ecuador con la nueva conexión?

El Ministerio sostiene que, cuando la interconexión entre en funcionamiento, Ecuador contará con otra alternativa para respaldar el abastecimiento eléctrico nacional y podrá incrementar los intercambios de energía con Perú.

Según la cartera de Estado, esta infraestructura contribuirá a reducir la vulnerabilidad del país frente a escenarios de déficit de generación y a mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico.

La construcción todavía debe ser adjudicada

Diario EXPRESO conoció que la construcción de la nueva interconexión eléctrica de 500 kV entre Ecuador y Perú se encuentra actualmente en proceso de adjudicación. “Esta es la segunda vez que se licita, la primera vez fue declarado desierto”, según una fuente del sector eléctrico.

“Debido a que en el proceso se habría presentado una sola oferta, se requiere la no objeción de los organismos financiadores antes de avanzar con la contratación”, menciona.

Una vez que se cumpla este procedimiento, la adjudicación podría concretarse entre octubre y noviembre de 2026.

Esto significa que la infraestructura no estará disponible para atender las necesidades eléctricas de Ecuador en el corto plazo. “Considerando los tiempos de contratación y construcción, la interconexión podría entrar en operación entre 2029 y 2030”, refiere.

Además, si bien la conexión constituye una alternativa para fortalecer los intercambios regionales de electricidad, su aporte dependerá también de la disponibilidad de generación y de las condiciones del sistema eléctrico peruano.

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La tercera edición del congreso, realizada el 8 de septiembre en Quito, dio continuidad a la hoja de ruta planteada en Madrid en diciembre de 2025, cuando se propuso movilizar cientos de millones de dólares de capital europeo hacia iniciativas de infraestructura y energía limpia en Ecuador.

El evento marcó un paso hacia una fase más práctica de esa agenda bilateral, enfocada en la creación de alianzas, la estructuración de financiamiento y la validación de soluciones energéticas en territorio ecuatoriano.

Los retos de Ecuador en materia energética

Ecuador cuenta con una matriz eléctrica mayoritariamente renovable, aunque mantiene retos relacionados con la ampliación de su capacidad de respaldo, el fortalecimiento de las redes de transmisión y la incorporación de sistemas de almacenamiento y fuentes complementarias, como la energía solar y eólica. Bajo este contexto, el congreso abordó temas como capital sostenible, redes inteligentes, competitividad, seguridad jurídica y gobernanza.

“El país necesita energía para crecer y eso exige que empresas, autoridades, financistas y sociedad trabajemos juntos. Desde la Cámara buscamos generar esas conexiones y sumar esfuerzos para que las oportunidades se conviertan en proyectos reales para el Ecuador”, señaló Alexé Guerrero, presidente de Camespa.

Galápagos, vitrina para la descarbonización

Uno de los ejes centrales del encuentro será la agenda técnica prevista entre el 9 y el 11 de septiembre en las islas Galápagos. Las visitas a proyectos de energía renovable en San Cristóbal y Santa Cruz buscan mostrar experiencias orientadas a reducir el uso de combustibles fósiles y evaluar su posible aplicación en otras zonas del país.

La iniciativa posiciona al archipiélago como un laboratorio de descarbonización insular y una referencia para futuras soluciones energéticas sostenibles en Ecuador.

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España participó como socio técnico y comercial, aportando experiencia en gestión de redes, almacenamiento energético y sistemas híbridos. El encuentro contó con representantes de la Asociación Española del Hidrógeno, WindEurope, la Embajada de España en Ecuador, así como de organismos multilaterales como el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), la Agencia Española de Cooperación Internacional para el Desarrollo (AECID) y la Unión Europea.

Entre los expositores estuvo Mario Mancino, prefecto de Loja, quien participó en el panel “De la visión a la acción: casos de éxito en el sector energético”, donde compartió experiencias sobre el desarrollo de proyectos energéticos en la provincia.

Camespa informó que el seguimiento de los acuerdos y oportunidades identificadas durante el congreso continuará mediante misiones empresariales, rondas de inversión y comités de trabajo de la agenda bilateral. El objetivo es transformar el intercambio de conocimientos en proyectos concretos que impulsen la cooperación, la innovación tecnológica y la llegada de capital para el desarrollo energético del país.

Lo que debes saber

• La demanda eléctrica de agosto superó en cerca de 500 MW lo previsto por Cenace, antes de los meses de mayor consumo.
  
• Los caudales de Paute y Pastaza estuvieron por debajo de sus promedios históricos en agosto, mientras Ecuador entra al período de estiaje.
  
• Ecuador enfrenta el período seco con limitaciones para importar energía desde Colombia y nueva generación todavía pendiente de incorporarse.

Ecuador entra al periodo de estiaje con menos agua para generar electricidad y una demanda que crece por encima de lo previsto. Los caudales que alimentan a las principales hidroeléctricas ya registran niveles inferiores a los habituales, justo cuando comienza el período de menores lluvias.

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Ricardo Buitrón, consultor hidroeléctrico, advierte que la combinación de ambos factores puede aumentar la presión sobre el sistema eléctrico durante los próximos meses, cuando disminuye la disponibilidad de generación de las grandes hidroeléctricas y prevé la llegada del fenómeno de El Niño.

La demanda media de agosto alcanzó aproximadamente 4.430 megavatios (MW). Sin embargo, el Plan de Operación del Sistema Nacional Interconectado del Operador Nacional de Electricidad (Cenace), había proyectado para ese mes una demanda promedio cercana a 3.945 MW. Es decir, la diferencia bordea los 500 MW, precisa el especialista.

Para Buitrón, esta cifra llama la atención porque agosto suele ser un mes de menor consumo eléctrico, mientras que los picos de demanda se producen en diciembre y enero, en pleno estiaje.

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“Podríamos presumir que los meses de mayores demandas, como son diciembre y enero, van a ser mayores o podrían ser significativamente mayores”, advierte.

Paute y Pastaza ya registran caudales bajos

La otra señal está en los ríos que alimentan a las grandes hidroeléctricas. Buitrón refiere que alrededor de 3.650 MW de potencia hidroeléctrica instalada se concentra en grandes centrales ubicadas en la vertiente oriental, donde el período seco ocurre entre septiembre u octubre y marzo.

Así, durante agosto, en el río Coca, los caudales estuvieron por debajo de lo habitual durante los primeros 20 días, pero las lluvias posteriores permitieron su recuperación. El promedio terminó alrededor de 360 metros cúbicos por segundo (m3/s), por encima del valor medio esperado para el mes, explica Buitrón.

Mientras tanto, en Pastaza y Paute el panorama fue diferente.

En Pastaza, el caudal registrado en agosto fue de aproximadamente 100 metros cúbicos por segundo. Es decir, fue menor frente a un promedio histórico de 145 metros cúbicos por segundo, estimado por el Cenace. “En esa cuenca fue un mes más seco de lo que históricamente hemos tenido”, señala el especialista.

En la cuenca del Paute, que alimenta al embalse Mazar y al complejo hidroeléctrico Paute Integral, el ingreso de agua a Mazar promedió alrededor de 56 metros cúbicos por segundo en agosto, menor en relación al promedio histórico cercano a 90 metros cúbicos por segundo.

Para el consultor energético, estos registros muestran que durante agosto el período seco golpeó con mayor intensidad a las cuencas del centro y sur del país que a la del Coca.

Septiembre mantiene las señales de un período seco

Los primeros días de septiembre tampoco muestran todavía una recuperación sostenida en Paute.

Hasta este 9 de septiembre, a las 11:00, el caudal del Paute llegó a 80,61 metros cúbicos por segundo (m3/s), uno de los mas bajos, después de los de abril y marzo pasado. Mientras tanto, el de Mazar se ubicó este miércoles en 40,34 m³/s.

Buitrón advierte que estos valores se encuentran por debajo del promedio histórico de septiembre (106,3 m3), estimado por el Operador Nacional de Electricidad (Cenace) para la cuenca Mazar-Paute. “Los primeros días de septiembre dan cuenta que sigue siendo un mes seco, como lo fue agosto”, subraya.

Sin embargo, aclara que todavía no es posible anticipar cómo terminará el mes debido a la alta variabilidad de las lluvias.

El comportamiento reciente difiere también frente a los últimos tres años. Según el análisis del consultor, 2024 fue un año seco, 2025 fue húmedo y en 2026 los caudales nuevamente se están ubicando por debajo de sus niveles medios en varias cuencas.

Colombia tampoco es una garantía

La reducción de caudales coincide con la necesidad de Ecuador de reforzar su oferta de generación para cubrir una demanda mayor.

Una de las alternativas, hasta antes del 7 de septiembre, eran las importaciones desde Colombia, retomadas el 5 de agosto. Esta interconexión permite transferir hasta unos 450 MW, pero el país vecino activó el periodo de riesgo de desabastecimiento eléctrico y condicionó la venta de electricidad.

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La razón es que Colombia también enfrenta el riesgo de menores aportes hídricos si El Niño intensifica su período seco.

Ecuador necesitará combinar varias fuentes

Ante este panorama Buitrón, considera que Ecuador deberá enfrentar el próximo período seco combinando las fuentes que tenga disponibles: generación hidroeléctrica, reservas de Mazar, importaciones y generación térmica, incluidas las barcazas.

“Si las condiciones de 2024 se repiten, estaríamos en serios problemas”, señala el consultor, debido a la combinación entre el crecimiento de la demanda, una menor generación hidroeléctrica y una disponibilidad térmica insuficiente para compensar esa reducción.

Para cubrir la demanda de energía durante el estiaje, la Celec informó este 8 de septiembre que reincorporó 65 MW de generación térmica con la puesta en operación de la unidad 6FA-2 de Termogás Machala.

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Antes, esta unidad no estaba operativa. Por ello, fue sometida a una reparación integral y al balanceo del rotor de la turbina. Los trabajos especializados se realizaron en un taller de Houston, Estados Unidos.

Aparte, está en curso la incorporación de 120 MW de generación arrendada. Esta potencia forma parte del plan anunciado por el Gobierno en abril para sumar 920 MW de nueva generación térmica en 2026: 525 MW mediante arrendamiento y 395 MW a través de la compra de nueva infraestructura. Sin embargo, de los 525 MW previstos bajo la primera modalidad, hasta ahora se han contratado apenas 120 MW, según información conocida en el sector.