Ecuador enfrenta una crisis eléctrica persistente. Desde 2023, la falta de nuevos proyectos de generación ha causado interrupciones durante cuatro años consecutivos. En 2025, el Gobierno dio 18 meses a grandes consumidores (AV1 y AV2) para autogenerarse. En 2026 volvieron las restricciones: desconexiones temporales y, desde septiembre, un día semanal sin red para alto y mediano voltaje. La causa es la baja cota del embalse Mazar, clave para Paute Integral, que cubre hasta 40 % de la demanda. Al 29 de septiembre de 2026, Mazar estaba en 2.133 mnsm, 20,03 metros menos que su máximo de julio.
El ministro Juan Carlos Blum dijo que la medida ahorró entre 135 y 200 MW y hasta 3.100 MWh, 5 % de la demanda. La energía inestable eleva costos: obliga a apagar máquinas y usar generadores más caros, reduciendo competitividad. La industria consume 24,52 % de la electricidad facturada. También frena inversiones: la fase II de Mirador, que duplicaría la producción de cobre, espera 180 MW y no ha sido autorizada. Andrés Robalino (CEE) dice que invierten menos porque destinan recursos a problemas diarios, limitando producción y empleo.
Los grandes consumidores que no logren autogenerarse hasta diciembre de 2026 deberán asumir tarifas reales. El kWh industrial pasaría de 12 a 30 o 31 centavos. Walter Spurrier advierte que Ecuador pasaría a tener la tarifa más alta de América Latina. El BCE prevé 2,7 % para 2026, meta amenazada por restricciones y El Niño. La industria aporta 13 % del PIB.
