8 de septiembre, 2026 - 06h30Al iniciar septiembre cunde el nerviosismo ante eventuales apagones. El nivel descendente de los embalses del sistema de Mazar-Paute-Sopladora es parte de la alarma. La importación de energía de Colombia aumenta y es factor crítico para la administración de los reservorios del conjunto de centrales hidroeléctricas del país. Se decreta la alerta roja por la aparición del fenómeno de El Niño que supone intensas lluvias en Costa y Sierra, pero eventualmente un severo estiaje en la cuenca hidrológica de la Amazonía. Hay que tomar conciencia que después de la crisis de 2024, que reveló las debilidades estructurales del Sistema Nacional de Electricidad, la transición a un nuevo modelo que brinde seguridad energética, independientemente del factor hidrológico, va a tomar tiempo. El cambio supone una nueva matriz energética que incluya energías renovables (fotovoltaica, eólica, geotermia, biomasa, etc.), de transición (gas natural) y la modernización del parque de generación termoeléctrico que se ha tornado obsoleto e ineficiente en el uso de combustibles líquidos, diésel y fueloil. Pero el ciclo entre la planificación, financiación y construcción de estos proyectos puede ser muy largo, como mínimo tres años, más aún considerando el complejo escenario mundial.El país debe evolucionar de un modelo administrado como en el actual, de consumidores casi todos regulados y sujetos a un pliego tarifario subsidiado, a un mercado competitivo donde la generación y comercialización puedan operar bajo una libertad contractual. Entre tanto, hay que poner orden en algunas disfuncionalidades. De acuerdo con las cifras oficiales, en 2025 se incorporaron 436,5 MW de generación, aunque se proyectó más del doble; apenas para compensar el incremento de la demanda anual y algo más. Un factor coadyuvante es el incremento de autogeneración industrial a 650 MW, de los cuales 487 MW están registrados para conectarse con la red pública a fin de suministrar en emergencias.En cualquier sistema proyectos de generación, transmisión y distribución deben ejecutarse de manera coordinada. Y no deja de ser una preocupación que el 15,86 % de la energía disponible no sea objeto de facturación debido a pérdidas técnicas, pero también no técnicas que suelen denominarse “negras”; del total de pérdidas, 70 % corresponden a estas últimas. Si se aplica este registro a las unidades de negocio de CNEL, la cifra promedio es de 20,12 %, con récords en provincias como Manabí 30,54 % y Esmeraldas 27,93 %. Esto determina que de $ 2.527 millones facturados a los consumidores regulados se recaudaron $ 2.159 millones, esto es, el 84 % del total, con un valor promedio de 9,99 centavos el kilovatio/hora. Estos montos no contemplan la recaudación por concepto de subsidios, estimados en aproximadamente $ 600 millones que debería cancelar el Ministerio de Economía y Finanzas. Si las pérdidas técnicas se mantuvieran en 8 %, según el estándar internacional, y se cerrara el agujero negro del déficit de recaudación, el sistema podría recuperar el equivalente a $ 600 millones nominales de subsidio. Mientras, cabe apuntar a un modelo de desarrollo mixto: público, privado y de autogeneración industrial. (O)