Noboa apuesta por incentivos para destrabar proyectos eléctricos detenidos desde 2020

El Gobierno de Daniel Noboa quiere reactivar 12 proyectos de energía renovable no convencional (ERNC) que llevan años trabados, y para ello, ha implementado reformas al Reglamento General, a la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica.

¿Qué son las  plantas de ERNC? Se trata de plantas que producen energía con recursos renovables, pero que todavía no son tan comunes o tradicionales en el sistema eléctrico ecuatoriano, como plantas fotovoltaicas (energía con luz solar) o eólicas (energía con viento). 

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Y aunque son plantas que se pueden construir más rápido (uno o dos años) y se trata de energía limpia, tienen un factor de planta menor; es decir, no producen energía firme y constante todo el día, como en el caso de las plantas que funcionan a diésel o Fuel Oil.

Pero en un escenario en el que Ecuador seguirá teniendo más demanda de energía y el déficit de generación irá en aumento, las plantas de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) también son importantes.

¿Cómo impulsará el Gobierno estas plantas de energía?

Los cambios para impulsar este tipo de proyectos fueron implementados mediante el Decreto Ejecutivo 32, publicado en el Registro Oficial el pasado 18 de junio 2025. 

Uno de los cambios más importante es que se obliga a las distribuidoras de energía, que en Ecuador son solo empresas públicas, a constituir fideicomisos que se alimenten de los recursos obtenidos del cobro de las tarifas eléctricas a los clientes finales. 

"El fideicomiso se constituirá con el aporte de la totalidad de la recaudación del usuario final por concepto del servicio público de energía eléctrica y alumbrado público general", dice el documento.

La finalidad del fideicomiso es recopilar los recursos para pagar primero a las empresas privadas que ejecuten proyectos de generación y/o transmisión de energía.

El Decreto le da un plazo de seis meses a las empresas públicas distribuidoras para constituir esos fideicomisos

En el pasado, la forma de pago de la generación eléctrica a las empresas privadas fue un problema que impidió que importantes proyectos como El Aromo, Villonaco III y Conolophus despeguen, dice el experto en el sector eléctrico, Gabriel Secaira.

El Aromo (fotovoltaico, Manabí) y Villonaco III (eólico, Loja) fueron adjudicados a empresas privadas en 2020 y Conolophus (fotovoltaico, Galápagos), en 2021. Sin embargo, todavía no comienzan a construirse.

Los contratos habían establecido la creación de un fideicomiso, que se alimentaría con el cobro de la energía a los clientes finales. Luego, el dinero debía repartirse entre todos los participantes de la cadena: generadores, empresa de transmisión y distribuidoras, siendo los generadores privados los que tenían prioridad en el listado.

Sin embargo, los sindicatos de las empresas públicas distribuidoras de energía se opusieron, recuerda Secaira.

Y es que el Reglamento General a la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica solo decía que las empresas distribuidoras "podrán" establecer fideicomisos para el pago. Pero el Decreto 32 ahora establece esto como una obligatoriedad.

Pero, además, el Decreto Ejecutivo 32 establece otras alternativas para que los inversionistas tengan la seguridad de que podrán cobrar por la inversión en generación:

1. Fondos contingentes: Instrumentos que permitan provisionar recursos para cubrir el pago de las obligaciones contractuales asumidas por el Estado, pudiendo estos recursos provenir de sus instituciones, empresas o de terceros.

2. Fideicomisos: Una modalidad de mandato, constituido para la administración de los recursos destinados al pago, a la administración de los fondos, o a la cobertura de los riesgos de uno o varios proyectos.

3. Garantías de pago, crédito o liquidez: Cualquier mecanismo o instrumento financiero que pueda ser utilizado para asumir directamente los pagos, financiar total o parcialmente las obligaciones o proveer de liquidez para cubrir los compromisos contractuales del Estado. Este respaldo puede ser provisto por el propio Estado, sus instituciones, sus empresas, o por terceros, conforme la normativa aplicable definida por el ente competente.

Previo al establecimiento de cualquiera de estos mecanismos, el decreto señala que se requerirá el pronunciamiento favorable del Ministerio de Finanzas.

El decreto detalla que, para definir las garantías de pago se deberán considerar las características específicas de cada proyecto. Y añade que también se podrán establecer mecanismos que cubran varios proyectos, siempre que los análisis técnicos, legales y financieros justifiquen los beneficios de esta modalidad.

Otro incentivo es la delegación directa a empresas con proyectos de ERNC de hasta 100 megavatios, además, estos proyectos podrán tener precios preferentes en las tarifas de generación.

¿Hay recursos para garantizar el pago a los inversionistas?

Secaira explica que aunque es una buena intención exigir la creación de un fideicomiso para que las empresas privadas recuperen su inversión, hay riesgo de que no existan los recursos suficientes para el pago de todos los actores de la cadena, con lo que podría seguir existiendo oposición de las empresas públicas distribuidoras.

Uno de los problemas es que en Ecuador las tarifas eléctricas que paga la mayoría de usuarios tienen distorsiones y son menores de lo que deberían, por lo dispuesto en el Mandato Constituyente 15, en 2008, durante el Gobierno de Rafael Correa, dice Secaira.

En ese mandato el Gobierno de Correa creó lo que se conoce como "déficit tarifario". 

El Mandato Constituyente 15 estableció que para el cálculo de la tarifa eléctrica en estas cuatro etapas no se debía considerar el gasto en inversión para la construcción de las centrales de generación. 

De ahí que el precio promedio que se paga en Ecuador por la energía es de USD 0,10, pero si se tomara en cuenta el gasto de inversión sería de USD 0,14, según expertos. Y eso ha causado un grave hueco de recursos en las empresas públicas del sector eléctrico.

Diego Morales, presidente del Colegio de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos del Azuay, dice que mientras existan esas distorsiones en las tarifas no hay garantías reales de que los fideicomisos cuenten con el dinero suficiente para pagar a todos los actores. 

Morales destaca que ya se han dado algunos pasos importantes, pues el pasado 2 de junio el Gobierno incrementó las tarifas eléctricas de los clientes empresariales del segmento Alto Voltaje 1 y medio  voltaje. 

Sin embargo, añade que todavía hay espacio para que más empresas que no están en esos segmentos también paguen el costo real de la energía.

Morales dice que los fideicomisos son necesarios, pero considera que las empresas públicas de distribución se podrían ver afectadas en sus presupuestos porque serían las últimas en la prelación de pagos en los fideicomisos.

Y, eso es grave, porque desde hace años, estas empresas tienen presupuestos afectados por las millonarias pérdidas negras (por problemas de mala facturación o robos de energía, por ejemplo), y por otras ineficiencias, añade Morales.

Una garantía permite destrabar proyectos represados

Con estos cambios al Reglamento, el Gobierno de Noboa espera destrabar 12 proyectos de energía fotovoltaica, eólica e hidroeléctrica que suman unos 810 megavatios y representan  unos USD 1.100 millones de inversión, según la vocera de Gobierno, Carolina Jaramillo.

Precisamente, con un mecanismo de garantía, en esta ocasión entregada por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), el Gobierno anunció que comenzarán a ejecutarse estas plantas de generación eléctrica.

Se trata de USD 77 millones de una garantía de liquidez, que según Jaramillo funcionará como un mecanismo de cobertura de riesgo de última instancia que se activará para pagar cualquier incumplimiento en el pago de la generación de estos proyectos privados. 

Esta garantía forma parte de una línea de crédito condicional de USD 140 millones que otorga el BID. 

En ese grupo están dos proyectos que fueron adjudicados en 2020 a empresas privadas y todavía no se han ejecutado.

Uno es el proyecto eólico Villonaco que tiene una capacidad de generación de 110 megavatios de potencia y otro es el proyecto fotovoltaico El Aromo de 200 megavatios.

El consorcio español Cobra Zero-E Villonaco se adjudicó en 2020 el contrato para construir Villonaco III, durante el gobierno de Lenín Moreno. Sin embargo, el contrato de inversión recién se firmó en julio de 2023, en el gobierno de Guillermo Lasso, con lo que la empresa se comprometió a invertir USD 181 millones.

• Gobierno firmó la concesión del Proyecto fotovoltaico El Aromo

Y la empresa española Solarpack, que también se adjudicó el contrato para levantar el proyecto El Aromo en 2020, recién firmó el contrato de inversión por USD 145 millones en noviembre de 2023.

En el grupo de 12 proyectos también está el de energía fotovoltaica Conolophus (14,8 megavatios de potencia), que fue adjudicado en 2021 a la Asociación Gran Solar Total Eren, con una inversión prevista de USD 63 millones, que tampoco ha comenzando a operar.

En el grupo están otros nueve proyectos, la mayoría de 60 megavatios o menos, que fueron parte del Bloque 1 de Energías Renovables no Convencionales, adjudicados a empresas privadas en abril de 2023, durante el Gobierno de Guillermo Lasso. 

En ese entonces, el Gobierno estimaba una inversión privada de USD 689 millones. Sin embargo, estos tampoco han avanzado ni se han firmado los contratos de inversión.