厄瓜多尔已于2026年9月正式进入旱季（枯水期）。对于这个电力结构高度依赖水资源的国家而言，每年旱季都是一场严峻考验——全国约70%的发电装机容量来自水电站，河流流量的季节性下降直接导致水力发电能力大幅缩水。本次旱季预计将持续至2027年3月，覆盖长达七个月的时间跨度。更令人担忧的是，这一时期可能叠加厄尔尼诺现象，进一步加剧干旱程度，使主要水电站流域面临极端缺水的风险。
据环境与能源部评估，若旱季形势发展至"非常严重"的级别，厄瓜多尔的电力缺口功率最高可达1300兆瓦（MW）。这一数字相当于该国平均电力需求的相当大比重，意味着若无法及时补充发电能力，大规模停电将难以避免。而厄瓜多尔的电力系统本身缺乏足够的多样性——除水电外，热力发电（使用柴油、燃料油等化石燃料）占剩余部分，风能和太阳能等替代能源的贡献微乎其微，这使国家在面对长期干旱时缺乏有效的缓冲手段。
2026年开局即遇挫折。1月，由厄瓜多尔电力公司（Celec）负责的、在帕斯夸莱斯（Pascuales，瓜亚斯省）租赁260 MW电力的单一招标流程宣告流标。这一失败不仅消耗了宝贵的时间，也迫使政府重新评估采购策略。
此后，政府转变思路，放弃了大规模单一招标的方式，改为通过Celec和Elecaustro两家公共企业分散启动多个规模较小的热力发电租赁项目。自4月起，政府陆续推出多轮招标，分布于全国不同电站。截至9月8日，这些招标项目合计容量为245 MW。然而，招标数量增加并不意味着快速落地——繁琐的行政程序、投标方资质审核、价格谈判等环节使得整个流程推进缓慢。
截至2026年9月8日，上述245 MW招标中仅有四份合同完成授标，合计120 MW。
其中最引人注目的是近期授予Aggreko Energy Ecuador公司的合同——为马纳比省的哈拉米霍（Jaramijó）电站租赁15 MW发电机组，合同金额为1170万美元（不含增值税）。根据合同条款，该机组需在四个月内投入运行。这意味其实际并网发电的时间点不会早于2026年底，恰好错过了旱季最关键的电力需求高峰。
其他已授出的105 MW合同同样面临投运滞后的问题。其中，为基多Guangopolo电站租赁的10 MW合同理论上应在9月投入发电——这是所有已签合同中最早计划投运的一批。然而即便如期运行，10 MW的增量对于1300 MW的潜在缺口而言无异于杯水车薪。另外为Enrique García电站和Santa Elena电站租赁的合计95 MW合同，其投运日期则安排在2026年12月，同样无法覆盖11月这一最危险的月份。
在其余未授出的125 MW中，部分招标被宣告流标，部分被暂停，另有少数仍在评审流程中。Miraflores电站（马纳比省）15 MW项目的招标正处于"待授标"阶段，预计9月29日才能确定中标方，参考预算为1800万美元。El Descanso电站（奥斯特罗地区）20 MW项目则尚在"投标人资格评审"阶段，预算为3830万美元，预计9月25日授标——而该项目早在2026年2月就曾启动过同类招标（预算3260万美元），但于4月宣告流标，此次为重新启动。
问题的关键在于：即便上述两个项目在9月底顺利授标，租赁机组的安装、调试和投运同样需要数月时间。这意味着绝大部分新增合同都无法在11月前形成有效供电能力。
而根据国家电力调度中心（Cenace）的报告，11月恰恰是旱季最严峻的时间节点——河流流量降至年度最低，水电出力跌入谷底，停电风险达到峰值。一边是即将到来的用电缺口高峰，一边是远在年底甚至更晚才能投运的新增机组，时间错配使整个旱季应对计划面临严峻挑战。
在新增发电能力远水不解近渴的情况下，从邻国哥伦比亚进口电力原本是弥补缺口的重要手段。厄瓜多尔的输电网络最大可从哥伦比亚进口约450 MW的电力，相当于国内平均需求量的约10%。这笔电力对于缓解旱季压力具有关键意义。
然而，这条通道正变得日益狭窄。受年初贸易战影响，哥伦比亚对厄瓜多尔的电力出口自2026年1月起完全中断，直至8月5日冲突结束后才恢复。8月间，厄瓜多尔平均进口功率为126 MW，进口电价为每千瓦时约0.39美分。
但进入9月，形势急转直下。截至9月9日11：00，当日平均进口功率骤降至仅2 MW，几乎归零。与此同时，哥伦比亚自身同样面临厄尔尼诺现象引发的严重干旱威胁，其水电站蓄水状况持续恶化。哥伦比亚政府已于9月7日正式启动"供应短缺风险期"，并发布CREG 101 127号决议，大幅收紧对厄瓜多尔的电力出口条件。
根据该决议，哥伦比亚的水力发电、风能和太阳能电力仅在满足本国全部需求并有盈余的条件下方可出口——在当前干旱形势下，盈余几乎不存在。若厄瓜多尔仍需进口，则只能购买以柴油和燃料油发电的热电，其成本远高于水电。哥伦比亚能矿部长已明确表示电价将不可避免地上涨。这意味着厄瓜多尔即便能获得进口电力，也将付出远比以往高昂的代价。
马扎尔（Mazar）水库是厄瓜多尔电力系统最重要的蓄水调节设施，其蓄水状况是衡量全国电力安全裕度的关键指标。水库蓄水在旱季用于补充下游水电站的发电用水，水位越高，系统应对干旱的缓冲能力越强。
然而最新数据显示形势不容乐观。2026年9月1日，马扎尔水库水位为海拔2147米；至9月8日，已降至2144米——较最高蓄水位2153米低了整整9米，且仅一周内就下降了3米。若这一下降趋势持续，水库将在旱季后期失去调节能力，迫使系统更加依赖热电和进口电力来填补空缺，形成双重压力。
除新增租赁滞后和进口受阻外，既有的热力发电资源也在缩减。此前政府租赁的三艘Karpowership发电驳船（Murat Bey、Emre Bey、Erin Sultan），每艘约提供90至100 MW的电力，是旱季期间重要的热电补充来源。
但由于续约谈判不顺，仅Murat Bey一艘于2026年3月成功续约，金额1.55亿美元，有效期两年至2028年。Emre Bey于7月初停止供电，Erin Sultan的续约流程则在8月底被暂停。三艘驳船仅剩一艘继续运行，意味着厄瓜多尔损失了近200 MW的可用热电容量，进一步压缩了旱季期间的供电余量。
综合上述多重因素，厄瓜多尔本轮旱季的电力供应形势呈现出明显的结构性困境：
一方面，新增发电租赁合同的落地时间普遍滞后于旱季最严峻的11月。目前已授标的120 MW中，除Guangopolo的10 MW有望在9月启动外，其余大部分需到12月甚至年底才能投运。尚未授标的项目即便顺利签约，也无法在短期内形成有效供给。
另一方面，从哥伦比亚进口电力的通道因该国自身干旱而显著收窄，不仅进口量大幅下降，进口电价也面临上涨压力，且可购买的电量类型被限制为成本高昂的热电。与此同时，马扎尔水库蓄水持续下降，削弱了系统自身的调节缓冲能力；而Karpowership两艘驳船的退出又进一步减少了可调用的热电资源。
2026年11月，当旱季水电出力降至最低、国内新增租赁尚未到位、进口通道受限、水库蓄水不足、驳船运力缩减——多重不利因素将在同一时间节点叠加。厄瓜多尔电力系统正面临近年来最为严峻的考验，停电范围与频率将在很大程度上取决于未来数周内马扎尔水库的水位变化以及哥伦比亚旱情的实际走向。
