La inteligencia artificial parece una industria digital, pero funciona sobre una infraestructura profundamente física. Cada modelo que se entrena, cada consulta que se procesa y cada dato que se almacena necesita centros de datos, sistemas de enfriamiento, redes de transmisión y, sobre todo, electricidad abundante y confiable.

La Agencia Internacional de Energía estima que el consumo eléctrico mundial de los centros de datos pasará de aproximadamente 485 teravatios hora en 2025 a cerca de 950 en 2030. La demanda de los centros especializados en inteligencia artificial podría triplicarse durante ese período. A esta presión se suman la electrificación industrial, los vehículos eléctricos y la minería de criptomonedas. Solo la red de Bitcoin consume alrededor de 138 teravatios hora al año, cerca del 0,5% de la electricidad mundial. La nueva economía no compite únicamente por chips, capital o talento. Compite por megavatios.

Este cambio encuentra a Ecuador en una situación paradójica. El país posee recursos hidroeléctricos, solares, eólicos y geotérmicos importantes, pero todavía enfrenta el riesgo de no contar con suficiente energía firme para atender su demanda actual. Mucho menos para atraer nuevas industrias intensivas en electricidad. Por eso, la discusión energética no puede seguir separada de la política productiva. Sin energía confiable no hay inversión, productividad, digitalización, minería responsable, agroindustria moderna ni centros de datos. Y sin nueva inversión energética tampoco existe una política productiva capaz de sostenerse en el tiempo.

Ecuador sí tuvo una política energética

Para comprender el problema actual es necesario reconocer un hecho que suele perderse en la polarización: Ecuador sí tuvo una visión energética de largo plazo y una parte sustancial de ella fue ejecutada. Desde finales de la década de 2000, el país decidió utilizar inversión pública para cerrar una de sus mayores restricciones estructurales. Se planificaron, financiaron y construyeron grandes centrales hidroeléctricas. Entre ellas estuvieron Coca Codo Sinclair, de 1.500 MW; Sopladora, de 487 MW; Manduriacu, de 65 MW; Minas-San Francisco, de 275 MW; Delsitanisagua, de 180 MW; y Mazar-Dudas, de alrededor de 21 MW. También quedó encaminado Toachi-Pilatón, cuya entrada se demoró muchos más años de lo previsto.

Entre 2010 y 2016, la capacidad instalada de CELEC aumentó aproximadamente de 2.506 a 5.754 MW. Esa expansión transformó la matriz eléctrica, redujo el uso de combustibles importados y dotó al país de una infraestructura que todavía sostiene buena parte de su abastecimiento. Aquella política tuvo problemas graves: sobrecostos, retrasos, deficiencias de construcción, concentración de riesgos, debilidad en la supervisión y cuestionamientos sobre varios procesos de contratación y financiamiento. Pero evaluar una política pública exige distinguir entre sus objetivos, sus resultados y sus fallas de ejecución.

El objetivo de ampliar la generación hidroeléctrica era correcto. Las centrales se construyeron y hoy son indispensables. El error posterior fue asumir que esa expansión resolvía definitivamente el problema energético, interrumpir la incorporación de capacidad, descuidar el mantenimiento térmico y no diversificar suficientemente la matriz. El problema de Ecuador no fue apostar por la hidroelectricidad. Fue dejar de construir sobre esa apuesta.

Coca Codo Sinclair: una obra indispensable y una advertencia

Ningún proyecto expresa mejor esta contradicción que Coca Codo Sinclair. Con una capacidad instalada de 1.500 MW, es la central eléctrica más grande del Ecuador y puede aportar cerca de una tercera parte de la demanda nacional en determinadas condiciones. Es imposible analizar la seguridad energética sin reconocer la importancia de esta infraestructura.

Pero también es imposible ignorar sus problemas. La planta, construida por Sinohydro -subsidiaria de la estatal china PowerChina-, ha estado marcada por miles de fisuras en sus distribuidores, fallas técnicas, disputas sobre su recepción, riesgos derivados de la erosión regresiva del río Coca y un prolongado arbitraje internacional. A ello se suma el proceso judicial por cohecho relacionado con su adjudicación y ejecución. El 28 de agosto de 2026, la Fiscalía informó que un tribunal declaró culpables a veinte procesados.

Después de casi diez años de controversias, Ecuador y PowerChina alcanzaron un acuerdo para cerrar el arbitraje. Según la información oficial divulgada, Ecuador recibiría US$400 millones: US$200 millones en efectivo y otros US$200 millones destinados a proyectos de generación. El Estado mantendrá la propiedad de la central, pero se prevé que PowerChina asuma su operación y mantenimiento durante 25 años. El contrato, cuya firma se espera hasta diciembre de 2026, tendría un costo para Ecuador de aproximadamente US$46 millones a US$47 millones anuales. El Gobierno deberá transparentar las condiciones económicas, las obligaciones técnicas, los indicadores de desempeño, la reparación de las fallas y las garantías que protegen al Estado.

La conclusión no debería ser «no más proyectos chinos». Ecuador necesita capital, tecnología y competencia de China, Estados Unidos, Europa, Japón, los organismos multilaterales y el sector privado. La verdadera lección debe ser otra: no más proyectos estratégicos mal estructurados, sin supervisión suficiente, con contratos opacos o con riesgos que terminan trasladándose al Estado. Coca Codo Sinclair demuestra simultáneamente el valor de contar con infraestructura energética y el enorme costo económico e institucional de ejecutarla mal.

La política que se detuvo

Después de la entrada de las grandes hidroeléctricas, Ecuador perdió continuidad. La demanda siguió creciendo, pero no ocurrió lo mismo con la incorporación de nueva capacidad firme. Se postergaron proyectos, se deterioraron centrales térmicas, avanzaron lentamente las inversiones privadas y no se desplegaron a escala suficiente otras fuentes de generación.

Sería injusto, sin embargo, describir todo el período posterior como una etapa de completa inacción. La administración de Guillermo Lasso reactivó la agenda de participación privada y puso en marcha un proceso competitivo para diversificar la matriz. El Proceso Público de Selección del Bloque de Energías Renovables No Convencionales I fue convocado en diciembre de 2021. En enero de 2023 recibió diez ofertas que sumaban alrededor de 511 MW —seis proyectos fotovoltaicos, uno eólico y tres pequeñas hidroeléctricas—, todas por debajo de los precios máximos fijados por el Estado. En abril de ese año, el Gobierno anunció la adjudicación de las concesiones a empresas nacionales y extranjeras, con una inversión privada estimada en US$689 millones.

Ese esfuerzo merece ser reconocido: volvió a colocar la energía solar y eólica en la agenda, introdujo competencia por precios y buscó movilizar capital privado. Pero es más preciso afirmar que Lasso puso en marcha y adjudicó concesiones, no que esas centrales entraron en funcionamiento. Al finalizar su administración, los contratos todavía no se habían firmado. Posteriormente, los proyectos continuaron retrasándose por la falta de un mecanismo satisfactorio que garantizara el pago de la energía. El mérito de iniciar el proceso no elimina la responsabilidad acumulada del Estado por no conducirlo hasta el cierre financiero, la construcción y la operación.

El país se volvió dependiente no solamente de la hidroelectricidad, sino de determinadas cuencas sometidas a riesgos climáticos correlacionados. Cuando disminuyen simultáneamente los caudales en la vertiente amazónica, la capacidad instalada que aparece en los registros no equivale necesariamente a energía disponible. La crisis de 2024 fue provocada por una sequía extraordinaria, pero encontró un sistema que llevaba años acumulando vulnerabilidades. Los apagones no pueden explicarse exclusivamente por el clima: también fueron el resultado de la falta de inversión, mantenimiento, diversificación y continuidad institucional.

CENACE estima que el crecimiento de la demanda exige incorporar aproximadamente 390 MW de capacidad firme cada año. Para el período comprendido entre junio de 2026 y agosto de 2027, sus escenarios presuponen la entrada de 1.092 MW adicionales. Sin embargo, varios procesos muestran retrasos y una gran parte de la capacidad prevista corresponde a generación térmica alquilada.

Para noviembre de 2026, CENACE ha calculado que, bajo un escenario hidrológico desfavorable, podría existir un déficit cercano a 450 MW. Ese riesgo se estima suponiendo que los proyectos previstos ingresen conforme al cronograma. Si se retrasan, el margen de seguridad se reduce. Esto revela una diferencia que debe ser central en la evaluación pública: anunciar, autorizar, adjudicar o contratar megavatios no significa que estén financiados, construidos y disponibles.

PROGEN: la emergencia no justifica contratar sin controles y con visos de corrupción

La crisis de 2024 no solo mostró la fragilidad de la matriz. También expuso la debilidad del Estado para comprar generación de emergencia con rapidez sin abandonar la debida diligencia. El caso PROGEN es el ejemplo más costoso. El 2 de agosto de 2024, CELEC suscribió dos contratos con PROGEN Industries LLC: US$99,4 millones para instalar 100 MW en El Salitral y US$49,7 millones para 50 MW en Quevedo. Las plantas debían entrar en operación en noviembre de ese año. De los US$149,1 millones contratados, se desembolsó el 70% como anticipo esto es US$104,37 millones. algo que la ley de contratación pública no lo permite sin las garantías del caso.  Los 150 MW no estuvieron disponibles cuando el país los necesitaba y las centrales no entraron en funcionamiento conforme a lo contratado. El examen especial de la Contraloría, aprobado en julio de 2025, estimó un perjuicio cercano a US$100 millones. Entre los problemas reportados constan inconsistencias sobre la condición, fabricación y compatibilidad de los generadores; documentación insuficiente para demostrar que eran nuevos y tenían cero horas de uso; debilidades en la verificación de la experiencia del proveedor; modificaciones contractuales; y pagos que dejaron al Estado con una cobertura insuficiente frente al incumplimiento. El organismo estableció responsabilidades administrativas y civiles e indicios de responsabilidad penal.

La Fiscalía sostiene, dentro del denominado Caso Apagón, que las comisiones técnicas recomendaron la adjudicación pese a que las ofertas no cumplían todos los requisitos técnicos, económicos y jurídicos; que los equipos entregados no eran nuevos ni técnicamente compatibles; y que se concedieron prórrogas, se omitieron fiscalizaciones y se viabilizaron desembolsos sin que las plantas estuvieran operativas. En mayo de 2026 se formularon cargos contra 21 personas por presunto peculado y, el 27 de agosto, se vinculó a diez más. Son acusaciones en investigación: al cierre de este artículo no existe sentencia y debe respetarse la presunción de inocencia. La Asamblea no encontró responsables políticos en esta contratación fracasada y con visos de corrupción. El Gobierno tomó después decisiones necesarias: CELEC terminó unilateralmente los contratos, ejecutó garantías por alrededor de US$7,5 millones y, en diciembre de 2025, presentó en Florida una demanda civil bajo las leyes federal y estatal RICO. En esa acción, todavía en curso, CELEC alega fraude, declaraciones falsas sobre la experiencia de PROGEN, equipos usados presentados como nuevos y transferencias irregulares. PROGEN ha rechazado esas acusaciones y ha planteado sus propias reclamaciones.

Pero las acciones de recuperación posteriores no eliminan la responsabilidad institucional anterior. El caso no puede reducirse a una empresa que presuntamente engañó al Estado. Fue una empresa pública bajo el Ejecutivo la que estructuró los procesos, evaluó las ofertas, firmó los contratos, aprobó modificaciones, fiscalizó la ejecución y autorizó los pagos. Incluso si Ecuador demuestra judicialmente que fue víctima de fraude, deberá explicar por qué sus controles no detectaron o no detuvieron a tiempo las inconsistencias que hoy denuncia. El contraste es brutal: el Estado desembolsó más de US$104 millones para enfrentar una emergencia y no recibió los 150 MW en el momento crítico. Las garantías que buscó ejecutar representaban apenas una fracción de los anticipos. La urgencia, utilizada para acelerar el procedimiento, terminó produciendo el resultado contrario: generación tardía o inexistente, recursos inmovilizados, litigios en Ecuador y Estados Unidos y un daño adicional a la confianza pública.

Las lecciones de PROGEN

1. Preparar la emergencia antes de que ocurra. Ecuador necesita proveedores precalificados, contratos marco, especificaciones estandarizadas y protocolos de compra listos para activarse durante un estiaje. La contratación excepcional puede reducir plazos, pero no debe comenzar desde cero ni eliminar competencia y trazabilidad.
2. Verificar al proveedor de manera independiente. La experiencia, la propiedad real, los vínculos entre contratistas y subcontratistas, las instalaciones, los certificados del fabricante, los números de serie y el historial de los equipos deben comprobarse directamente con terceros. Una visita a una supuesta fábrica o los documentos entregados por el propio oferente no sustituyen la debida diligencia.
3. Pagar contra resultados verificables. Un anticipo del 70% concentra demasiado riesgo y se infringió la ley al no tener garantías de buen uso.  Los desembolsos deben vincularse a hitos técnicos: pruebas de fábrica, verificación de equipos nuevos, embarque, instalación, sincronización y entrega de megavatios confiables. Deben utilizarse cartas de crédito, cuentas de custodia, garantías suficientes y retenciones hasta la recepción definitiva.
4. Independizar la fiscalización. Los inspectores deben ser seleccionados con reglas de conflicto de interés, responder al comprador público y conservar evidencia digital auditable. La misma cadena que promueve, evalúa, contrata y paga no puede controlar sin contrapesos la calidad de lo recibido.
5. Medir energía, no equipos ni anuncios. El indicador contractual debe ser la potencia efectivamente sincronizada, disponible y confiable en la fecha comprometida. La llegada de motores al puerto, el porcentaje de avance o la firma de una prórroga no equivalen a megavatios operativos.
6. Hacer pública la trazabilidad. Contratos, adendas, anticipos, garantías, informes de inspección, pruebas, multas, prórrogas y avance físico deben constar en un tablero abierto. En una emergencia, la transparencia debe aumentar, no disminuir.

PROGEN deja una lección que atraviesa todo este artículo: Ecuador no resolverá su déficit únicamente comprando más generación. Necesita reconstruir la capacidad del Estado para planificar, contratar, supervisar y corregir. Sin esa institucionalidad, incluso una tecnología adecuada y un presupuesto suficiente pueden terminar sin producir un solo megavatio cuando más se lo necesita.

Diversificar: costo, firmeza y tiempo

La respuesta no puede ser simplemente construir más hidroeléctricas ni sustituirlas íntegramente por energía solar o eólica. Ecuador necesita una cartera diversificada y debe analizar cada alternativa considerando por lo menos cinco variables: costo, tiempo de implementación, firmeza, impacto ambiental y facilidad de financiamiento.

Las nuevas hidroeléctricas pueden seguir cumpliendo un papel importante, especialmente aquellas con capacidad de regulación y almacenamiento. Pero son intensivas en capital, tardan varios años, enfrentan riesgos ambientales y sociales y no eliminan la vulnerabilidad climática si se concentran en cuencas con comportamientos similares.

La energía solar y la eólica son actualmente las fuentes nuevas más baratas en muchos mercados. En 2025, el costo promedio mundial de generación fue cercano a US$44 por MWh para la solar fotovoltaica y US$33 por MWh para la eólica terrestre. Estas cifras no son automáticamente las tarifas que tendría Ecuador: el costo local dependerá del recurso, el financiamiento, la conexión y el riesgo contractual. Sin embargo, muestran cuánto han cambiado las tecnologías.

También pueden construirse más rápidamente que una gran hidroeléctrica. Pero no producen energía de manera continua. Para convertirlas en fuentes confiables se necesitan almacenamiento, respaldo térmico, interconexiones, gestión de demanda o una combinación de estas soluciones. Comparar únicamente el precio por MWh de una planta solar con el de una central térmica es incompleto: una produce cuando existe sol y la otra puede ser despachada cuando el sistema la necesita.

La generación térmica proporciona firmeza y puede responder durante los períodos de estiaje. Pero las plantas que utilizan diésel o fuel oil tienen elevados costos operativos, aumentan las importaciones de combustibles y exponen al país a los precios internacionales. La alternativa del gas natural podría ser más eficiente y menos contaminante, pero requiere resolver simultáneamente el acceso al combustible, la infraestructura de importación o transporte y la contratación de las centrales.

La decisión del Gobierno de contratar 920 MW térmicos reconoce correctamente la necesidad de firmeza. El plan combina 525 MW de arrendamiento rápido con 395 MW de compra y reposición de equipos propios. Sin embargo, varios procesos presentan retrasos y la dependencia temporal de generación alquilada no puede convertirse en una política permanente. Además, el alquiler de plantas a diésel desplaza parte del costo desde la inversión inicial hacia pagos contractuales y combustibles importados.

El almacenamiento en baterías puede integrar mejor la energía solar y eólica, trasladar generación entre horas y prestar servicios de estabilidad. Sus tiempos de instalación pueden ser relativamente cortos, pero el costo depende de cuántas horas de respaldo se requieran. Una batería que cubre variaciones durante dos o cuatro horas no reemplaza por sí sola varios días de baja hidrología.

Las interconexiones con Colombia y Perú también son activos de seguridad y eficiencia. Permiten importar cuando resulta necesario y exportar excedentes cuando es conveniente. Pero deben ser un complemento de una matriz robusta, no un sustituto de la capacidad nacional, que deja a Ecuador sin capacidad real de negociar su precio en términos convenientes.

El PIMO y el verdadero tiempo de los proyectos

En agosto de 2026, CELEC inició el proceso para contratar los estudios de prefactibilidad y factibilidad del proyecto eólico El Pimo, ubicado en las comunidades de Pimo y Can Can, en la parroquia Chaucha del cantón Cuenca. El proyecto tendría una capacidad estimada de 150 MW y podría generar alrededor de 650 GWh anuales. El presupuesto referencial para los estudios es de US$2,48 millones y el plazo de ejecución, de 450 días. Solo después podrán definirse el diseño, el financiamiento, la construcción y la fecha de entrada en operación.

El Pimo es una decisión acertada. Puede complementar la generación hidroeléctrica si sus períodos de mayor viento coinciden con meses de menor caudal. Pero sus 150 MW son todavía una estimación, no nueva capacidad disponible. El proyecto forma parte de la solución estructural, pero no resolverá el déficit del próximo estiaje.

El caso de Villonaco III es igualmente revelador. El proyecto eólico de 110 MW fue promovido desde 2019 y adjudicado al sector privado en 2020. Su construcción se demoró, entre otras razones, por la falta de un mecanismo satisfactorio que garantizara el pago de la energía comprada por el Estado. En agosto de 2026 registra un avance cercano al 55% y se prevé que entre en operación en agosto de 2027. La inversión estimada es de US$181 millones.

Las turbinas eólicas pueden instalarse rápidamente, pero el ciclo completo -desde la identificación hasta la operación- puede extenderse durante siete u ocho años cuando el financiamiento, las garantías y las decisiones públicas no avanzan al mismo ritmo.

La geotermia: firme, renovable y lenta de desarrollar

La geotermia ofrece una posibilidad especialmente atractiva. Puede producir energía renovable y firme durante más del 90% del tiempo, sin depender de las lluvias ni de las horas de sol. Ecuador ha identificado un potencial bruto cercano a 1.000 MW en 22 prospectos, once de ellos de alta entalpía. Pero no constituye una solución inmediata. Su principal barrera es el riesgo de exploración: antes de perforar no existe certeza de que el recurso tenga la temperatura, presión y caudal suficientes para justificar una planta comercial. Los estudios y pozos iniciales concentran una parte importante del riesgo y pueden no producir retorno alguno.

Los antecedentes disponibles muestran que el entonces Ministerio de Electricidad impulsó desde 2008 estudios de prefactibilidad en Chacana, Chachimbiro, Chalpatán y Tufiño. Una publicación del BID recogió posteriormente esos avances, aunque no he encontrado todavía evidencia documental de que el estudio nacional haya sido financiado directamente por el Banco. El proyecto más avanzado es Chachimbiro, en Imbabura, financiado y supervisado por JICA. Su primera fase incluye estudios, cinco pozos y una planta piloto de hasta 5 MW. Una segunda fase permitiría construir una central de 50 MW, inicialmente prevista para 2028-2029. Chachimbiro demuestra tanto el potencial como la dificultad: Ecuador comenzó a estudiar el recurso hace casi dos décadas y todavía no cuenta con su primera planta geotérmica comercial. La geotermia debe formar parte de la matriz futura, pero exige continuidad y mecanismos públicos o multilaterales que absorban una parte del riesgo exploratorio, dejando al inversionista los riesgos de construcción y operación.

La energía nuclear: una opción real, pero no inmediata

La energía nuclear también ingresó formalmente en la planificación ecuatoriana. En mayo de 2025, el Gobierno firmó acuerdos con el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) para aplicar su metodología de desarrollo por etapas. En diciembre creó el Organismo de Implementación del Programa Nuclear (NEPIU), encargado de coordinar el proceso, y en enero de 2026 el OIEA aprobó el proyecto de cooperación técnica ECU2011 para fortalecer las capacidades institucionales y humanas necesarias. Ecuador también ha suscrito memorandos de cooperación con Estados Unidos, Francia y Argentina. El Gobierno presentó además un proyecto de Ley Orgánica de Energía Atómica, destinado a regular la generación eléctrica, la seguridad radiológica, el manejo de residuos y la institucionalidad del sector. Sin embargo, en junio de 2026 el texto continuaba en revisión y todavía no había sido enviado a la Asamblea. En esa misma fecha, el NEPIU aún no estaba plenamente operativo.

Las metas anunciadas también han variado. Inicialmente se habló de un primer reactor modular pequeño de 300 MW y de cuatro módulos que sumarían 1.200 MW hacia 2034. Más recientemente, el Viceministerio de Electricidad señaló que la actualización del Plan Maestro contempla entre 600 y 700 MW alrededor de 2031. La diferencia entre estas cifras confirma que Ecuador todavía está definiendo el alcance tecnológico y financiero del programa.

La opción merece estudiarse. Una central nuclear ofrece energía firme, continua y con bajas emisiones; podría complementar la hidroelectricidad y las fuentes variables, y atender industrias o centros de datos que necesitan electricidad las 24 horas. Pero no constituye una respuesta para el próximo estiaje. La Agencia Internacional de Energía estima que los primeros proyectos comerciales de reactores modulares pequeños comenzarán a operar alrededor de 2030, principalmente en países que ya cuentan con reguladores, experiencia nuclear, financiamiento y redes mucho más robustas. El costo es otra restricción. Como referencia internacional —no como presupuesto para Ecuador—, la AIE reporta costos cercanos a US$9.000 por kW para proyectos nucleares pioneros y plantea como meta alrededor de US$4.500 por kW para reactores modulares en Estados Unidos y Europa hacia 2040. Aplicada solamente como orden de magnitud, esa banda situaría una central de 600 a 700 MW entre US$2.700 millones y US$6.300 millones, antes de considerar financiamiento, transmisión, regulación, preparación del sitio y residuos.

La energía nuclear debe, por tanto, ser parte de la Estrategia Energética 2040, sometida a los mismos criterios que la geotermia, el gas, la hidroelectricidad, el almacenamiento y las renovables: costo total, firmeza, plazo, riesgo y capacidad de financiamiento. Debe estudiarse sin prejuicios, pero también sin convertir una tecnología todavía no seleccionada en una promesa de solución inmediata.

¿Por qué no llega más inversión privada?

Ecuador no carece de proyectos. Ha presentado planes, portafolios, procesos de selección, concesiones y certificados que suman miles de megavatios. Lo que ha faltado es una cadena institucional y financiera capaz de llevarlos hasta la operación comercial.

La primera restricción es el riesgo de pago. Una planta recupera su inversión mediante pagos realizados durante 20 o 25 años. Una tarifa atractiva no basta si el generador y los bancos no tienen certeza razonable de que el comprador estatal cumplirá el contrato. Cuando esa certeza no existe, el financiamiento se encarece o desaparece.

La segunda es el marco jurídico. La Constitución reserva al Estado la administración, regulación y control de los sectores estratégicos y permite la participación privada mediante delegación excepcional. Esto no impide la inversión, pero añade estudios, autorizaciones y decisiones administrativas que otros mercados resuelven mediante reglas generales y procesos competitivos previsibles.

La tercera es la tramitología. Un proyecto necesita permisos ambientales, terrenos, consultas cuando correspondan, autorización de generación, estudios de conexión, acceso a transmisión y un título habilitante. Cuando cada procedimiento ocurre de manera secuencial y sin un cronograma vinculante, el costo financiero comienza a acumularse antes de colocar el primer equipo.

La cuarta es la transmisión. No basta con generar electricidad: hay que llevarla desde el lugar donde existe el recurso hasta donde se concentra la demanda. Si las líneas y subestaciones no se planifican en paralelo, una planta puede terminarse y no tener capacidad suficiente para entregar su energía.

La quinta es la discontinuidad institucional. Los proyectos cambian de prioridad, autoridad o modelo contractual con cada gobierno. Para una inversión que debe recuperar su capital durante dos décadas, la estabilidad institucional es tan importante como el viento, el agua o la radiación solar.

El Gobierno recuperó alrededor de 250 MW del parque térmico, incorporó 205,4 MW de Toachi-Pilatón, abrió procesos para nueva generación, puso Villonaco III en construcción y comenzó los estudios de El PIMO La Ley Orgánica para el Fortalecimiento de los Sectores Estratégicos de Minería y Energía, publicada en marzo de 2026, también mejora la bancabilidad. Permite proyectos renovables no convencionales, energías de transición, autogeneración y distritos energéticos fuera del Plan Maestro bajo determinadas condiciones. Reconoce derechos sobre la concesión y sus flujos, y habilita fideicomisos, pignoración de rentas, cesión de cuentas por cobrar y derechos de intervención de los acreedores.

En 2025, el BID aprobó además una garantía soberana de US$77 millones, como primera operación de una línea de US$140 millones. El mecanismo busca respaldar hasta 12 proyectos renovables que sumarían más de 820 MW y movilizarían aproximadamente US$1.000 millones de inversión privada.

Estas decisiones apuntan al problema correcto, pero deben traducirse en contratos estandarizados, garantías ejecutables, fideicomisos alimentados por la recaudación eléctrica, cuentas de reserva y reglas claras para sustituir al operador si incumple. Una garantía no debe convertirse en un cheque en blanco. Debe cubrir riesgos que el inversionista no controla -como el incumplimiento del comprador público o cambios regulatorios arbitrarios-, mientras el privado conserva los riesgos de construcción, financiamiento, tecnología y operación. También hace falta un tablero público que clasifique cada proyecto en etapas verificables: identificado, en estudios, autorizado, con contrato, con cierre financiero, en construcción y en operación. Solo las últimas etapas deben contabilizarse como inversión ejecutada y nueva capacidad efectiva.

Una competencia internacional mucho más difícil

Resolver estas restricciones es más urgente porque el contexto internacional cambió. Los proyectos ecuatorianos compiten con plantas, redes y centros de datos de todo el mundo por financiamiento, turbinas, transformadores, baterías, constructores y personal especializado.

La expansión de la inteligencia artificial está acelerando la contratación de generación firme y renovable. Las grandes empresas tecnológicas firman acuerdos de compraventa de energía de largo plazo, financian nueva generación y reservan equipos con años de anticipación. Los tiempos de entrega de transformadores y cables prácticamente se duplicaron en pocos años, y para determinadas turbinas grandes de gas pueden superar cinco años.

Ecuador ya no debe preguntarse solamente si existe interés privado. Debe preguntarse por qué una empresa invertiría aquí y no en un país con contratos más estables, permisos más rápidos, transmisión disponible y compradores con menor riesgo. El capital no llega porque una ley declare prioritario un proyecto. Llega cuando existe una combinación creíble de recurso, contrato, conexión, estabilidad y capacidad de pago.

No todos los megavatios producen el mismo desarrollo

La nueva demanda digital abre oportunidades, pero obliga a establecer prioridades. Un centro de datos puede atraer inversión, servicios tecnológicos, infraestructura digital y empleos especializados. Sin embargo, su viabilidad depende también de fibra óptica, seguridad, regulación de datos, disponibilidad de agua o sistemas alternativos de enfriamiento y, principalmente, energía confiable las 24 horas.

La minería de criptomonedas presenta una ecuación diferente. Puede consumir grandes cantidades de electricidad, genera relativamente pocos empleos y puede desplazarse rápidamente hacia otra jurisdicción. En un sistema con riesgo de déficit, no debería recibir energía subsidiada ni competir en igualdad de condiciones con hogares e industrias que producen empleo y exportaciones.

La política productiva debe incorporar un criterio que hasta ahora ha estado ausente: el valor económico, el empleo y las exportaciones generados por cada megavatio consumido. Los grandes consumidores digitales deberían contratar nueva generación, aportar almacenamiento, pagar por las ampliaciones de red que requieran y aceptar tarifas interrumpibles cuando el sistema enfrente restricciones. La oportunidad no consiste en atraer cualquier consumo eléctrico, sino aquel que financie nueva capacidad y aumente la productividad del país.

Una agenda energética hacia 2040

Ecuador necesita recuperar la capacidad de pensar la energía como una política de Estado. La estrategia debería organizarse en tres horizontes. En el corto plazo, la prioridad es asegurar el próximo estiaje: recuperar y mantener el parque existente, concluir las contrataciones retrasadas, asegurar combustibles, gestionar la demanda y utilizar eficientemente la interconexión con Colombia.

En el mediano plazo, el país debe sustituir progresivamente la generación alquilada por activos propios y nueva inversión privada; concluir Villonaco III; acelerar los proyectos solares, eólicos y de almacenamiento; desarrollar El PIMO si los estudios confirman su viabilidad; fortalecer la transmisión; y llevar Chachimbiro desde la exploración hasta una decisión comercial.

En el largo plazo, Ecuador debe aprobar una Estrategia Energética 2040 vinculada expresamente con la política productiva. Esta estrategia debe proyectar distintos escenarios de crecimiento, electrificación, cambio climático, centros de datos, minería e industria; definir cuánta energía firme necesita el país; identificar la combinación de tecnologías de menor costo total, incluida una evaluación rigurosa de la opción nuclear; y establecer un calendario competitivo de proyectos y transmisión.

También debe crear una arquitectura permanente de inversión: una ventanilla única con plazos obligatorios, contratos bancables, subastas tecnológicamente neutrales cuando corresponda, garantías parciales, reglas de acceso a redes y un sistema público de seguimiento.

La primera transformación energética se financió principalmente con inversión pública y permitió construir la capacidad hidroeléctrica que hoy sostiene al Ecuador. La siguiente deberá combinar planificación estatal, inversión privada, financiamiento multilateral, competencia internacional y una evaluación rigurosa de costos y riesgos.

En la economía que viene, los países no competirán únicamente por capital, tecnología o talento. Competirán por energía. Ecuador ya aprendió cuánto cuesta quedarse sin ella. Ahora debe decidir si vuelve a improvisar ante cada estiaje o convierte la electricidad en el eje de una nueva política productiva.

Fuentes consultadas

• Agencia Internacional de Energía, Key Questions on Energy and AI (2026): https://www.iea.org/reports/key-questions-on-energy-and-ai/executive-summary

• Cambridge Centre for Alternative Finance, Cambridge Digital Mining Industry Report (2025): https://www.jbs.cam.ac.uk/faculty-research/centres/alternative-finance/publications/cambridge-digital-mining-industry-report/

• CENACE, Plan de Operación del Sistema Nacional Interconectado para el estiaje 2026-2027, citado por Primicias: https://www.primicias.ec/economia/cenace-deficit-energia-electrica-estiaje-fenomeno-elnino-ecuador-apagones-129541/

• CELEC EP, contratación de 920 MW térmicos (20 de abril de 2026): https://www.celec.gob.ec/noticias/el-gobierno-del-presidente-daniel-noboa-inicia-la-contratacion-de-920-mw-termicos-para-fortalecer-la-generacion-electrica/

• Ministerio de Energía y Minas, ofertas económicas del Bloque ERNC I (12 de enero de 2023): https://www.ambienteyenergia.gob.ec/10-empresas-presentaron-sus-ofertas-economicas-para-el-desarrollo-del-bloque-de-energias-renovables-no-convencionales-de-500-megavatios/

• Ministerio de Energía y Minas, adjudicación de concesiones del Bloque ERNC I (6 de abril de 2023): https://www.ambienteyenergia.gob.ec/empresas-nacionales-y-extranjeras-asumiran-la-concesion-del-bloque-de-500-mw-de-energias-renovables-no-convencionales/

• Primicias, balance de proyectos eléctricos pendientes al cierre del gobierno de Guillermo Lasso (20 de noviembre de 2023): https://www.primicias.ec/noticias/economia/lasso-pendientes-electricidad-apagones-mineria-telefonicas/

• Primicias, inicio de estudios del Proyecto Eólico El Pimo (21 de agosto de 2026): https://www.primicias.ec/economia/energia-limpia-ecuador-celec-arranca-proceso-proyecto-eolico-pimo-azuay-130811/

• Registro Oficial, Ley Orgánica para el Fortalecimiento de los Sectores Estratégicos de Minería y Energía (2 de marzo de 2026): https://www.fielweb.com/App_Themes/InformacionInteres/4bde6ed3-0923-4dd6-8945-49dab6fad4d9.pdf

• Banco Interamericano de Desarrollo, garantía para inversión privada en proyectos renovables de Ecuador (18 de junio de 2025): https://www.iadb.org/es/noticias/ecuador-aumentara-la-resiliencia-del-sector-energetico-con-garantia-del-bid

• IRENA, Renewable Power Generation Costs in 2025: https://www.irena.org/Publications/2026/Jul/Renewable-Power-Generation-Costs-in-2025

• JICA, Proyecto de Desarrollo Geotérmico Chachimbiro – Fase I: https://www.jica.go.jp/spanish/information/press/2024/20241025_41.html

• Fiscalía General del Estado, boletín del caso Sinohydro (28 de agosto de 2026): https://www.fiscalia.gob.ec/caso-sinohydro-fiscalia-obtiene-sentencia-contra-20-personas-por-cohecho/

• Organismo Internacional de Energía Atómica, apoyo a los planes de energía nuclear del Ecuador (14 de mayo de 2025): https://www.iaea.org/newscenter/news/director-general-in-ecuador-to-support-nuclear-power-plans-the-galapagos-and-more

• Organismo Internacional de Energía Atómica, proyecto ECU2011 para el desarrollo del programa nucleoeléctrico ecuatoriano (2026): https://www.iaea.org/projects/tc/ecu2011

• Ministerio de Ambiente y Energía, creación del Organismo de Implementación del Programa Nuclear (27 de diciembre de 2025): https://www.ambienteyenergia.gob.ec/ecuador-activa-el-organismo-clave-para-implementar-su-programa-nuclear-y-avanza-hacia-una-nueva-fuente-de-energia-limpia/

• Departamento de Estado de Estados Unidos, memorando de cooperación nuclear civil con Ecuador (1 de abril de 2026): https://www.state.gov/releases/office-of-the-spokesperson/2026/04/united-states-and-ecuador-sign-memorandum-of-understanding-concerning-strategic-civil-nuclear-cooperation

• Agencia Internacional de Energía, The Path to a New Era for Nuclear Energy (2025): https://www.iea.org/reports/the-path-to-a-new-era-for-nuclear-energy/executive-summary

• Youtopía, entrevista al viceministro Javier Medina sobre el programa nuclear (29 de junio de 2026): https://youtopiaecuador.com/energia-nuclear-ecuador-curva-aprendizaje/

• Contraloría General del Estado, informe especial DNA4-0031-2025 sobre los contratos de Progen en Salitral y Quevedo (21 de julio de 2025): https://www.contraloria.gob.ec/WFDescarga.aspx?id=80432&tipo=inf

• Fiscalía General del Estado, formulación de cargos contra 21 personas en el Caso Apagón (22 de mayo de 2026): https://www.fiscalia.gob.ec/caso-apagon-fiscalia-formula-cargos-contra-21-personas-por-presunto-peculado/

• Fiscalía General del Estado, vinculación de diez personas adicionales en el Caso Apagón (27 de agosto de 2026): https://www.fiscalia.gob.ec/caso-apagon-prision-preventiva-para-10-personas-vinculadas-a-la-causa/ • Corte Federal del Distrito Medio de Florida, CELEC EP v. A.P. Inspections LLC et al., expediente 8:25-cv-03433 (demanda presentada el 15 de diciembre de 2025): https://dockets.ju