SERCE | Análisis técnico e informativo | 10 de octubre de 2026 Las reservas hidroeléctricas han disminuido durante septiembre y octubre de 2026. Aunque Mazar todavía se encuentra por encima de los niveles observados durante la crisis de 2024, las restricciones industriales muestran que el sistema eléctrico enfrenta dificultades que requieren seguimiento. Ecuador vuelve a enfrentar dificultades en su suministro eléctrico. En julio de 2026, el país registró una demanda máxima de 5.634 MW. Aunque el Sistema Nacional Interconectado cuenta con una capacidad instalada de 8.879 MW, esto no significa que toda esa potencia esté disponible simultáneamente.  En condiciones hidrológicas favorables, la capacidad de generación puede alcanzar aproximadamente 5.757 MW; sin embargo, durante el estiaje, la potencia disponible se reduce a un rango estimado de 4.100 a 4.200 MW. Esta situación también evidencia las limitaciones del parque termoeléctrico: de los 2.386 MW instalados, aproximadamente 1.300 MW se encuentran operativos. Ante la disminución de las lluvias y las restricciones en la generación hidroeléctrica, el Gobierno anunció que las desconexiones eléctricas para grandes y medianas industrias se ampliarían a tres días por semana a partir del 12 de octubre, según informó La Hora [1]. Esta medida busca reducir temporalmente la demanda del sistema y disminuir el riesgo de racionamientos generalizados. La presión sobre el sistema eléctrico se refleja en los registros del miércoles 7 de octubre de 2026, cuando la demanda alcanzó aproximadamente 5.134 MW. De esta potencia, cerca del 20 % (1.050 MW) fue cubierto mediante generación termoeléctrica, mientras que alrededor de 4.020 MW correspondieron a generación hidroeléctrica. La diferencia restante provino de otras fuentes o intercambios del sistema. Estas cifras muestran la elevada dependencia de la disponibilidad hídrica, especialmente cuando la generación térmica ya opera cerca de su capacidad límite efectiva. Aunque las restricciones industriales han contribuido a disminuir la necesidad de importar electricidad, el sistema mantiene un margen operativo reducido frente a cambios en la demanda o en los caudales de los ríos. Paralelamente, el embalse de Mazar, una de las principales reservas hídricas para la generación eléctrica del país, presenta un descenso sostenido de su nivel, con una tendencia que recuerda parcialmente el comportamiento observado en 2023, aunque bajo condiciones iniciales diferentes. Por este motivo, el Ministerio de Ambiente y Energía ha determinado que el país necesita incorporar 1650 MW adicionales de generación termoeléctrica firme entre 2026 y 2027 para hacer frente al estiaje y al crecimiento sostenido de la demanda eléctrica. Ante este escenario, surge una pregunta fundamental: En este año 2026. ¿estamos cerca de repetir los apagones de 2024? Para comprender el escenario actual, SERCE examinó los registros hidrológicos de la Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC EP), considerando el comportamiento de Mazar en septiembre y octubre de distintos años [2]. Los resultados muestran una reducción importante de las reservas, pero también diferencias frente a los períodos más críticos. ¿Cómo llegó Mazar a octubre de 2026? Mazar es uno de los embalses estratégicos del sistema hidroeléctrico ecuatoriano. El agua que almacena permite generar electricidad y regular el abastecimiento hacia otras centrales del complejo Paute Integral. Por ello, su nivel debe analizarse a lo largo del tiempo y no únicamente a partir de una medición aislada. Las gráficas históricas de CELEC EP muestran que septiembre ha presentado comportamientos muy diferentes en los últimos años [2]. En septiembre de 2023, la cota de Mazar descendió aproximadamente 11 metros. En septiembre de 2024, la reducción fue cercana a 21 metros, mientras que en 2025 el embalse se mantuvo en niveles elevados. En septiembre de 2026, Mazar también registró una caída importante: pasó de aproximadamente 2.147 a 2.132 metros sobre el nivel del mar, una disminución cercana a 15 metros. Septiembre de 2026 fue desfavorable para las reservas, aunque el descenso no alcanzó la magnitud observada en 2024. Esta comparación ayuda a entender que el problema no comenzó en los últimos días de octubre. El embalse ya acumulaba una pérdida significativa de nivel durante el mes anterior. FIGURA 1. Evolución diaria de la cota de Mazar durante septiembre de 2023, 2024, 2025 y 2026 ¿Qué muestran los primeros días de octubre? Los registros horarios de CELEC EP permiten comparar con mayor precisión la evolución de Mazar entre el 1 y el 9 de octubre de 2021–2026 [2]. En 2026, el embalse pasó de aproximadamente 2.132 a 2.128 metros sobre el nivel del mar, una disminución cercana a cuatro metros. Durante el mismo intervalo, la caída fue de aproximadamente diez metros en 2023 y de 5,5 metros en 2024. Sin embargo, existe una diferencia fundamental: el 9 de octubre de 2026, Mazar se encontraba aproximadamente 15 metros por encima del nivel registrado en la misma fecha de 2024. Esto significa que el descenso actual es preocupante, pero no equivale automáticamente a la situación de aquel año. Los caudales refuerzan esta interpretación. Durante los primeros nueve días de octubre de 2026, el ingreso promedio a Mazar fue de aproximadamente 36,5 m³/s, superior al observado en 2023 y 2024, pero inferior al registrado en 2025. La situación actual combina una pérdida de reservas con aportes hídricos insuficientes para sostener el nivel del embalse bajo las condiciones de operación existentes Tabla 1. Comparación de Mazar entre 2021 y 2026 Si Mazar todavía tiene agua, ¿por qué existe racionamiento industrial de electricidad? Porque la generación eléctrica del Ecuador no depende únicamente de este embalse. Coca Codo Sinclair, la central hidroeléctrica de mayor potencia instalada del país, depende principalmente del caudal del río Coca. Durante septiembre y comienzos de octubre también se observaron reducciones en ese recurso. Según datos de CELEC EP recopilados por Primicias, el 6 de octubre se registraron caudales inferiores a los necesarios para mantener determinados niveles elevados de generación continua [3]. Cuando una central reduce su producción, otras instalaciones deben compensarla. Si la capacidad disponible no resulta suficiente, el sistema necesita recurrir a importaciones, generación adicional o medidas de reducción de demanda. Las restricciones industriales anunciadas para octubre muestran que esta última alternativa ya está siendo utilizada [1]. Por tanto, el riesgo eléctrico