Ecuador ha experimentado un sostenido crecimiento en su demanda eléctrica durante la última década, reflejando una transformación estructural del consumo energético nacional. El 7 de mayo de 2025, a las 20:00, se registró un nuevo máximo histórico de 5 110 megavatios (MW), superando en un 5 % el promedio del mismo mes del año anterior.
Este aumento no responde únicamente al crecimiento poblacional, sino también a una mayor electrificación del transporte, digitalización de servicios, expansión del parque industrial y aumento del uso de sistemas de climatización en entornos urbanos. De mantenerse esta tendencia, es factible que la demanda supere los 5 300 MW antes de cerrar el año, con consecuencias operativas que deben ser abordadas desde una planificación técnico-económica integral.
En este contexto, la central hidroeléctrica Coca Codo Sinclair ha desempeñado un papel determinante como eje estructurante del despacho eléctrico nacional. Con una capacidad instalada de 1 500 MW y una ubicación estratégica en el eje nororiental del país, su aporte ha sido crucial en la cobertura de la carga base y en la gestión de la variabilidad durante los estiajes recientes. Durante los periodos secos de 2023 y 2024, su disponibilidad operativa permitió reducir de forma significativa el uso de generación térmica de mayor costo, optimizando el despacho económico del sistema y asegurando márgenes operativos estables en condiciones de alta exigencia.
El desempeño de Coca Codo Sinclair ha sido particularmente relevante en horas de máxima demanda, donde su respuesta rápida y volumen de generación han permitido sostener la frecuencia y tensión del sistema, especialmente durante picos nocturnos. La capacidad de regulación primaria y secundaria que ofrece esta central ha fortalecido la operación en tiempo real, asegurando condiciones de confiabilidad bajo escenarios de elevada carga y limitada reserva térmica. Su contribución ha sido clave no solo por su volumen, sino por su efecto estabilizador sobre el comportamiento global del Sistema Nacional Interconectado (SNI).
Sin embargo, la proyección de un déficit energético de hasta 2 300 MW en un escenario de estiaje severo para el segundo semestre de 2025 plantea desafíos significativos para el operador del sistema. Este déficit potencial no puede ser enfrentado únicamente con generación existente, por lo que resulta imperativo anticipar su evolución mediante modelos de simulación estacional que integren proyecciones de demanda, análisis de oferta disponible y escenarios climáticos. CENACE debe liderar esta tarea a través de una actualización metodológica en sus procesos de planificación operativa.
Complementariamente, la gestión de la demanda debe adquirir una dimensión más activa dentro del esquema de operación. La implementación de esquemas de respuesta voluntaria a la demanda, combinados con tarifas horarias diferenciadas para grandes consumidores, puede reducir significativamente la carga durante horas punta. Esto permitiría liberar capacidad firme en momentos críticos y reducir la presión sobre el parque generador. Asimismo, la digitalización de la red y la medición inteligente representan herramientas clave para monitorear y controlar el comportamiento de la carga en tiempo real, habilitando decisiones operativas más precisas.
En paralelo, el parque térmico nacional debe mantenerse como componente complementario, capaz de garantizar seguridad operativa en condiciones de máxima exigencia. Para ello, se requiere no solo la rehabilitación técnica de unidades actualmente indisponibles, sino también una estrategia de contratación anticipada de combustibles y mantenimiento predictivo. Esta flexibilidad permitirá al sistema responder adecuadamente a las contingencias que puedan surgir durante el estiaje, especialmente en escenarios de alta simultaneidad de demanda. La coordinación con sistemas vecinos también debe considerarse, mediante acuerdos de intercambio programado con Colombia y Perú que aseguren márgenes de reserva regional.
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