Las nuevas reglas para la venta de electricidad a Ecuador priorizan fuentes térmicas más costosas.
El escenario de abastecimiento energético regional enfrenta nuevas restricciones operativas y tarifarias. Desde este lunes 7 de septiembre de 2026, el Gobierno colombiano puso en marcha un régimen especial que endurece los parámetros para la venta de electricidad a Ecuador, disposición adoptada ante la activación del período de riesgo de desabastecimiento derivado del fenómeno de El Niño 2026-2027.
Nuevas reglas en la venta de electricidad a Ecuador
La medida quedó oficializada mediante la Resolución CREG 101 127, aprobada el 27 de agosto de 2026. La normativa establece que los envíos solo se autorizarán para cubrir la generación de seguridad en territorio ecuatoriano, supeditados a que primero se abastezca la totalidad de la demanda interna en Colombia.
Bajo este esquema, la energía enviada provendrá prioritariamente de centrales termoeléctricas que operen con combustibles líquidos como diésel o fuel oil, los cuales presentan costos de producción más elevados.
La entrega de excedentes solares, eólicos o hidroeléctricos únicamente procederá cuando no se requieran para el consumo doméstico colombiano.
Impacto en costos e importaciones mínimas
Esta modalidad encarece las adquisiciones para el sistema eléctrico ecuatoriano, justo cuando el Ministerio de Energía proyecta el inicio de la temporada de estiaje entre septiembre de 2026 y marzo de 2027.
Las consecuencias se reflejaron de inmediato: mientras entre el 1 y el 6 de septiembre Ecuador importó un promedio de 281,1 megavatios (MW) diarios —alcanzando un pico de 349,9 MW el 4 de septiembre—, para el lunes 7 de septiembre los registros del Operador Nacional de Electricidad (Cenace) evidenciaron una caída abrupta a 9,06 MW promedio entre las 00:00 y las 16:00, cubriendo apenas el 0,2 % de la generación local.
Cálculo tarifario y límites de la infraestructura
La resolución regulatoria dictamina que el valor del suministro exportado se liquidará tomando como referencia la tecnología de generación más costosa empleada para atender esa demanda, a la que se agregarán los rubros por operación y transporte.
Además, la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg) ratificó que la capacidad de interconexión binacional posee un tope técnico inamovible de 450 MW (cerca del 10 % del consumo promedio ecuatoriano) al no existir obras de expansión en curso, descartando la viabilidad de incorporar 280 MW adicionales o suscribir contratos bilaterales privados a precio fijo por falta de marco normativo en ambos países y en la Comunidad Andina (CAN).
Reservas hídricas y medidas preventivas de Colombia
La política colombiana busca blindar sus reservas ante la coincidencia del periodo seco y El Niño entre diciembre y marzo, meses en los que se anticipa el impacto más severo tras registrarse en agosto aportes de lluvias equivalentes al 78 % del promedio histórico.
Sus embalses se sitúan alrededor del 79 % y la generación térmica cubre entre el 25 % y 35 % de su mercado. A la par, el presidente colombiano Abelardo de la Espriella activó el plan Energía YA, implementando incentivos en planilla para quienes ahorren más del 10 % de luz mensual y recargos a los usuarios que excedan ese porcentaje.