Interconexión eléctrica de 450 MW representa el 3% del sistema colombiano, pero se convierte en el 10% de la luz para Ecuador

Ante un déficit de 1.300 megavatios (MW) en Ecuador y una demanda creciente en Colombia en el contexto del inicio del Fenómeno de El Niño, la clave para evitar apagones en ambos países radica en una estrategia de complementariedad estacional que aprovecha los ciclos opuestos de sequía en ambos países.

La realidad climática de las naciones vecinas permite un intercambio estratégico.

Alejandro Castañeda, presidente ejecutivo de la Asociación de Empresas Generadoras de Energía de Colombia (Andeg), explica -en una entrevista en Teleamazonas, este 28 de julio de 2026- que los momentos más críticos de falta de lluvias no coinciden cronológicamente en ambos países.

“No coincidirían las épocas de necesidad tanto de Colombia como Ecuador, entonces habría complemento”, asegura Castañeda, señalando que el fenómeno de El Niño golpea con tiempos diferenciados.

Para finales de 2026, Ecuador entra en su época de estiaje o sequía crítica entre septiembre y diciembre. Por ahora, Colombia tiene sus embalses actualmente al 80% de su capacidad, lo que le permite exportar excedentes en el caso de que Ecuador lo requiera.

La situación se invierte en el primer trimestre del próximo año en Colombia.

El verano colombiano comienza en diciembre y se extiende hasta marzo, coincidiendo con un fenómeno de El Niño que podría ser intenso. Es en este punto cuando Ecuador, ya con sus lluvias recuperadas, debería devolver la energía al sistema colombiano.

El peso de las cifras y el enlace binacional

Técnicamente, el intercambio se realiza a través de un enlace con capacidad de 450 MW entre ambos países. Aunque esta cifra parece pequeña para Colombia, es vital para la estabilidad ecuatoriana.

“Ecuador podría abastecerse un 10% de su necesidad utilizando el enlace con Colombia; para nosotros ese enlace representa el 3%”, detalla el directivo de Andeg.

Para Colombia, este 3% coincide casi exactamente con la “energía firme” que le falta para estar totalmente segura ante su propio verano.

Sin embargo, el panorama colombiano para el cierre de 2026 tiene complicaciones adicionales: las hidroeléctricas Chivor (500 MW) y Guavio (1.260 MW) saldrán de operación temporalmente por mantenimientos obligatorios en el último trimestre.

En cambio, de lado ecuatoriano, un tercio de su parque termoeléctrico, esencial para suplir la falta de agua en las hidroeléctricas, es obsoleto.

De las 53 unidades térmicas del país, 13 tienen entre 30 y 56 años de funcionamiento, lo que representa el 30% de la capacidad térmica nacional (541 MW).

Según el Plan Maestro de Electricidad, esta antigüedad “aumenta el riesgo de fallas, reduce su confiabilidad y puede afectar la disponibilidad de energía durante la época de estiaje”.

Transición política y sustento legal

La reactivación de la venta de energía, suspendida desde enero de 2026 por roces arancelarios, depende ahora de la voluntad del nuevo gobierno colombiano de Abelardo de la Espriella, que asume el 7 de agosto.

Castañeda sostiene que la normativa de la administración saliente de Colombia para vender energía mediante contratos a largo plazo “no tiene ningún marco jurídico” ni reglamentación regulatoria sólida.

Por ello, afirma que “la forma más fácil de hacerlo es retomar lo que se venía haciendo hasta febrero de este año” mediante una resolución ministerial que levante las restricciones de inmediato.

Radio Pichincha

LV