Gobierno garantizará la compra del 60 % de la energía de nuevas plantas de gas natural, geotermia y otras tecnologías
Ecuador incorporó nuevos incentivos para promover la inversión privada en el sector eléctrico, mediante una reforma al Reglamento General de la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica, publicada en el Registro Oficial el 30 de septiembre de 2026.
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La normativa busca ampliar la capacidad de generación y transmisión eléctrica en un escenario marcado por el aumento de la demanda y las dificultades para garantizar el abastecimiento de energía durante los períodos de estiaje.
Uno de los principales cambios establece que determinadas centrales de transición energética que obtengan su título habilitante durante los próximos cinco años tendrán garantizada la compra del 60 % de su capacidad efectiva de producción eléctrica durante la vigencia de dicha autorización.
La disposición contempla proyectos que utilicen gas natural, gas licuado de petróleo (GLP), geotermia, hidrógeno verde y energía nuclear. El porcentaje de energía garantizada será evaluado trimestralmente, con una consolidación anual.
Según la reforma, una vez transcurridos los primeros cinco años, se definirá el porcentaje mínimo de despacho en función de las condiciones del sistema eléctrico nacional.
Cambios en los pagos a las empresas generadoras
La reforma modifica los mecanismos de remuneración para las empresas que desarrollen proyectos de generación eléctrica y otros servicios relacionados con el sistema.
A partir de los cambios, el precio preferente podrá incorporar un componente fijo, vinculado con la capacidad instalada y la energía, y otro variable, calculado según la electricidad efectivamente entregada.
El esquema también contempla pagos relacionados con potencia, servicios complementarios, almacenamiento e infraestructura de interconexión, bajo las condiciones regulatorias correspondientes.
Para ciertos proyectos de energías renovables no convencionales de más de 10 megavatios y hasta 100 megavatios, así como para determinados proyectos de transición energética desarrollados mediante delegación directa, se podrán establecer mecanismos de actualización de los costos de operación y mantenimiento vinculados al componente fijo, considerando la inflación.
Estos cambios buscan establecer condiciones de remuneración que permitan a los inversionistas planificar los costos y la recuperación de sus inversiones.
Distritos Autónomos Energéticos podrán operar durante 40 años
Otro de los componentes de la reforma es el desarrollo de los Distritos Autónomos Energéticos (DAE), que podrán estar conformados por una o varias personas naturales o jurídicas, con participación privada, mixta o de la economía popular y solidaria.
Los distritos podrán recibir títulos habilitantes por un plazo de hasta 40 años y desarrollar infraestructura destinada al autoabastecimiento eléctrico de sus integrantes.
Entre sus actividades estarán la instalación y operación de plantas de generación, redes eléctricas locales, sistemas de almacenamiento, alumbrado y puntos de carga para vehículos eléctricos.
También podrán comprar electricidad cuando su producción sea insuficiente y vender excedentes, conforme a la ley y a las disposiciones regulatorias.
El reglamento establece límites para evitar que estos distritos dependan excesivamente de la energía tomada del Sistema Nacional Interconectado sin compensar el suministro que aportan. Si se incumplen las condiciones durante dos años consecutivos, podrá declararse la caducidad del título habilitante.
Fideicomisos para priorizar los pagos del sector eléctrico
La reforma dispone que las empresas distribuidoras constituyan un Fideicomiso Obligatorio de Recaudación con los valores cobrados en las planillas eléctricas a los usuarios finales, excluidas las tasas municipales.
El mecanismo busca garantizar que los recursos se destinen prioritariamente a pagar a empresas que prestan servicios de generación, transmisión, distribución, almacenamiento, servicios complementarios y alumbrado público.
La disposición también contempla un tratamiento preferente para actores de la economía popular y solidaria y determinadas empresas públicas que obtengan financiamiento para proyectos eléctricos nuevos o en desarrollo.
Sin embargo, el experto energético Gabriel Secaira advirtió que el fideicomiso, por sí solo, no garantiza el pago a las empresas privadas. A su criterio, también sería necesario contar con un fondo de garantía aceptado por bancos privados internacionales.
Generación emergente en situaciones de déficit eléctrico
La reforma incorpora disposiciones para facilitar la operación de generación eléctrica emergente en situaciones de déficit energético, racionamiento u otras condiciones adversas.
En esos escenarios, la Agencia de Regulación y Control de Electricidad (Arconel) podrá emitir una normativa excepcional que permita a usuarios regulados y no regulados operar equipos de generación propios o de terceros.
Esta habilitación no requerirá un dictamen previo del organismo rector de las finanzas públicas, siempre que no genere compromisos u obligaciones presupuestarias o fiscales.
¿Qué implica la reforma para Ecuador?
Los cambios buscan diversificar las fuentes de generación, atraer inversión privada y establecer mecanismos que permitan financiar nuevos proyectos eléctricos.
No obstante, los incentivos regulatorios no implican que las nuevas centrales estén listas para operar de inmediato ni que la crisis energética quede resuelta. La incorporación de capacidad adicional dependerá de que los proyectos consigan financiamiento, obtengan sus autorizaciones, construyan la infraestructura necesaria y entren en funcionamiento.
La aplicación de estas medidas será relevante para evaluar si Ecuador logra ampliar su oferta eléctrica y reducir su vulnerabilidad frente a los períodos de menor generación hidroeléctrica.
Fuente: Primicias
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