El 9 de octubre de 2024, Inés Manzano asumió el encargo del entonces Ministerio de Energía y Minas. Fue cuando el país vivió la crisis de los apagones. Cuatro meses después fue principalizada en el cargo. Y desde septiembre de 2025, tras la fusión institucional, encabeza el Ministerio de Ambiente y Energía (MAE).
El MAE es una cartera ampliada: concentra la política energética, ambiental y de transición del país. Con una carga de trabajo triplicada y en medio de uno de los momentos más críticos del sector eléctrico, lideró una reestructuración técnica que permitió cerrar 2025 sin apagones y sentar las bases de lo que llama "una consolidación del sistema para 2026". Aquí sus respuestas a El Diario, en una entrevista desarrollada en el Parque Samanes de Guayaquil, este jueves 15 de enero de 2026.
Ministra, el fantasma de los apagones permanece en el imaginario colectivo. ¿Puede descartarlos hoy con certeza?
Sí. De hecho, hoy podemos decirlo con total claridad: Ecuador dejó atrás el riesgo estructural de apagones. El país ya no vive al borde del apagón. En 2025 cerramos el año sin cortes, pese al estiaje y a una infraestructura envejecida. La diferencia fue anticipación técnica, inversión y planificación con diferentes horizontes de tiempo: corto, mediano y largo plazo. Aquí ya no existe improvisación.
Pasamos de administrar la crisis a resolverla. En 2025 incorporamos 860 MW entre nueva generación y recuperación térmica, invertimos USD 278 millones en transmisión y hemos fortalecido la operación.
Inés Manzano, ministra de Ambiente y Energía
¿Qué cambió para que Ecuador pase de la crisis a la estabilidad eléctrica?
Cambió el enfoque. Pasamos de administrar la crisis a resolverla. En 2025 incorporamos más de 860 MW entre nueva generación y recuperación térmica, invertimos USD 278 millones en transmisión y hemos fortalecido la operación del sistema en varios frentes simultáneos. Y fomentamos con una gestión eficiente la participación del sector privado.
¿Cuáles fueron esos frentes concretos?
Fueron cinco frentes: nueva generación, respaldo térmico arrendado, importación estratégica de energía combinada con un manejo óptimo del embalse de Mazar, eficiencia energética y planificación operativa. Eso volvió al sistema resiliente frente a escenarios extremos.
El arriendo de generación térmica ha sido criticado. ¿Es un parche?
El arriendo energético no es un parche, es respaldo. Es una herramienta técnica utilizada internacionalmente. Hoy tenemos 336,5 MW operativos y contratos que permitirán superar los 800 MW, cubriendo hasta el 16 % de la demanda nacional en 2026. Preferimos pagar por respaldo antes que apagar al país. El arrendamiento es necesario mientras las soluciones planificadas en el mediano y largo plazo se van convirtiendo en una realidad.
Ecuador también importó energía. ¿Eso no contradice la soberanía energética?
Al contrario. Importamos cuando convenía y exportamos cuando tuvimos excedentes. La energía importada desde Colombia fue competitiva en costos y, al mismo tiempo, exportamos excedentes generando ingresos. Eso es gestión eficiente y soberana. Utilizamos las interconexiones para lo que fueron diseñadas, que es transaccionar energía.
¿Qué papel juega la modernización térmica?
Es clave. Vamos a reponer cerca de 300 MW de centrales con más de 35 años de operación, cuya recuperación ya no es viable. Las nuevas unidades serán más eficientes y procurarán usar energías de transición. Esto optimiza recursos públicos y mejora la confiabilidad con tecnología más eficiente.
¿La eficiencia energética implica sacrificios para la ciudadanía?
La eficiencia energética no es sacrificio, es corresponsabilidad. Reducimos demanda sin afectar servicios. El sector público ya aplica medidas obligatorias y el Estado da el ejemplo de ello también. La ciudadanía es parte de la solución sin perder calidad de vida. La eficiencia energética no afecta el confort ciudadano: se mantiene la productividad con menos consumo.
564 empresas privadas aportan
¿Cómo se integró el sector privado sin afectar la operación del sistema?
Con un mecanismo regulado, voluntario y temporal. Hoy existen 564 grupos electrógenos calificados. Esto es, empresas que generan su propia energía y el Estado se las compra. Eso refleja confianza en la política pública y un trabajo conjunto para sostener servicios y actividad económica. Esta acción aporta a que nuestra matriz energética sea más resiliente.
En porcentaje, ¿es importante ese aporte privado?
Todo esfuerzo por el desarrollo del país siempre es importante. Existen 470 megavatios (MW) del sector privado que invirtieron en generadores eléctricos. Eso se aproxima al 10% de la demanda. Hoy en día tenemos empresas increíbles que nos han apoyado, como Santa Priscila, Coral, Pronaca. También tenemos otras de Cuenca muy importantes; de Manabí, como La Fabril, y de muchas partes del país. Cada una que ha hecho su inversión nos entrega energía, le pagamos y es voluntario. De esos 476 MW, actualmente están generando los privados unos 170 MW más o menos.
2026 será de consolidación: nueva transmisión, repotenciación de Minas de Huascachaca, un ciclo combinado de 400 MW, más generación térmica arrendada y el fortalecimiento de la interconexión regional con Perú.
Inés Manzano, ministra de Ambiente y Energía
Por primera vez se habla de inversión privada en transmisión eléctrica. ¿Qué significa eso?
Es un cambio estructural. Ecuador licita transmisión eléctrica con inversión privada para evacuar energía renovable desde el sur del país. La inversión estimada es de $185 millones, con adjudicación prevista para diciembre de 2026. Sin transmisión no existe transición
¿Qué debemos esperar del sistema eléctrico en 2026?
2026 será el año de la consolidación. Avanzaremos en nueva transmisión, la repotenciación de Minas de Huascachaca, un ciclo combinado de 400 MW, más generación térmica arrendada y el fortalecimiento de la interconexión regional con Perú, así como el ingreso progresivo de generación distribuida del sector privado.
Pero la sentencia de la Corte Constitucional (CC) frena inversiones...
La sentencia de la CC no afecta concesiones ya firmadas. Los procesos públicos de selección se sustentan en análisis técnicos de conveniencia y valor por dinero, como el caso Villonaco III, que logró precios competitivos y ahorro para el Estado.
Uno puede darse cuenta de que la CC está jugando políticamente: declaró inconstitucional el numeral 1 del artículo 25 de la Ley Orgánica de Servicio Público de Energía Eléctrica. Pero el siguiente, el numeral dos, permite hacer lo mismo, con unas diferencias. Incluso hay otro inciso que también lo permite. Este Gobierno no va a parar. Vamos a seguir trabajando en beneficio de los ciudadanos y garantizar la inversión privada.
Finalmente, dos temas sensibles: Progen y ATM. ¿Qué pasará ahora?
El Estado defiende los recursos públicos con acciones legales internacionales, incluso en tribunales de Florida, en el caso de Progen. Son procesos de alta sensibilidad con acciones legales en marcha y etapas bajo reserva. Lo responsable es permitir que actúen los órganos de control y la justicia, mientras el Gobierno se concentra en asegurar energía y reforzar la transparencia en cada contratación.
‘Coca Codo avanza hacia una solución definitiva’
Son ya 10 años de operación inconclusa de la hidroeléctrica Coca Codo Sinclair. ¿El Gobierno resolverá finalmente esto?
El Gobierno impulsa un Acuerdo Global de Transacción para cerrar disputas internacionales y proteger los intereses del país. Se analiza una alianza estratégica con Power China para operación y mantenimiento, con asunción de riesgos por parte del operador y garantía de continuidad energética.
Tras una década, por fin el Estado ecuatoriano logra una solución integral y definitiva para la hidroeléctrica Coca Codo Sinclair, la mayor inversión pública de la historia.
Se logró mediante un Acuerdo Global de Transacción que permitirá cerrar arbitrajes internacionales, proteger los intereses nacionales y garantizar la continuidad energética.
El convenio entre CELEC EP y Sinohydro está en manos de la Procuraduría General del Estado: contempla compensaciones por USD 400 millones y abre paso a un nuevo modelo de gestión, que incluye una posible alianza estratégica con Power China para la operación, mantenimiento y corrección de fallas.
Inés Manzano, ministra de Ambiente y Energía
¿Y qué pasa con la erosión del río Coca, del cual depende la hidroeléctrica?
El dique permeable registra un 84% de avance y ya desacelera el proceso erosivo. El frente se mantiene controlado en el km 3,6 y se complementará con el Canal de Desvío Misahuallí, como parte de un plan integral para proteger Coca Codo Sinclair.
