La construcción de nuevas centrales eléctricas requiere inversiones millonarias que se recuperan a lo largo de varios años mediante la venta de electricidad. Para atraer capital, los inversionistas necesitan condiciones que les permitan cubrir los costos de construcción, operación y mantenimiento, además de recuperar el dinero invertido.
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​Pero en Ecuador, las tarifas eléctricas no cubren todos los costos del servicio. La Agencia de Regulación y Control de Electricidad (Arconel) proyectaba que para 2026 el sistema operará con un déficit tarifario de USD 598 millones. Esto significa que producir, transmitir y distribuir energía será más caro que lo que pagan actualmente los usuarios.

Según la resolución, que fue aprobada el 28 de noviembre de 2025, el costo medio nacional del servicio eléctrico para 2026 será de 12,83 centavos por kilovatio hora (kWh), pero los usuarios pagan solo 10,61 centavos por kWh. Ese subsidio había provocado que Ecuador esté en el grupo de países con las tarifas más bajas en América Latina, como se observa en el siguiente gráfico:

Incluso, hay expertos energéticos como Roberto Azpiazu que proyectan que el valor promedio real de la tarifa es de USD 0,15 por kilovatio por hora. 

Las tarifas subsidiadas no solo reducen los recursos con los que cuentan las empresas eléctricas tanto de generación como de distribución, en especial para inversión. 
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​Para corregir ese problema, el Gobierno de Daniel Noboa comenzó a ajustar las tarifas del sector eléctrico para el sector empresarial. Empezó por las mineras, cuya tarifa subió en octubre de 2024 desde los USD 0,054/kWh y USD 0,081/kWh a 0,075/kWh y 0,099/kWh. 

Y en octubre de 2026 subió la tarifa para las industrias grandes y medianas, que pasaron de pagar USD 0,12/kWh a USD 0,29/kWh y USD 0,30/kWh.

A esto se suman las obligaciones pendientes de pago dentro del sector eléctrico. Por ejemplo, hasta septiembre de 2025, la empresa estatal de distribución de electricidad CNEL le debía a la también estatal Corporación Eléctrica del Ecuador (Celec), USD 551 millones por la generación eléctrica entregada. 

Esta situación genera preocupación entre los inversionistas privados, que temen enfrentar problemas similares si las distribuidoras no les pagan por la energía que entregan. Sin esos ingresos, las empresas podrían tener dificultades para cubrir sus costos y recuperar las inversiones realizadas en nuevas centrales, por lo que, por años, han venido solicitando que exista un mecanismo que garantice el pago de la energía entregada.

Frente a este problema, el Gobierno de Guillermo Lasso impulsó en 2022 la creación de un fideicomiso  que administrara la recaudación de las planillas eléctricas y priorizara el pago a los generadores privados. La iniciativa no prosperó y enfrentó oposición de distribuidoras, municipios y sindicatos.

En octubre de 2024, la propuesta volvió a discutirse. El Gobierno de Daniel Noboa planteó incluir garantías de pago en la reforma energética, aunque la Comisión de Desarrollo Económico de la Asamblea retiró esa disposición del primer informe. La propuesta fue reincorporada en el informe para segundo debate.

Finalmente, en junio de 2025 se estableció la obligación de crear fideicomisos mediante el Decreto 32 y esta figura se perfeccionó a inicios de mes con un nuevo Decreto de Noboa, con lo que se espera que el mecanismo entre en marcha pronto.

Ecuador concentra gran parte de su generación eléctrica en las centrales hidroeléctricas. Según los datos preliminares de Cenace para el período comprendido entre el 1 de enero y el 21 de octubre de 2026, estas instalaciones aportaron el 80,6% de la electricidad generada.

Esta dependencia vuelve al sistema vulnerable ante la reducción de las lluvias y los caudales que alimentan a las principales centrales, ubicadas en buena parte en la cuenca amazónica.

La diferencia entre los períodos lluviosos y los de estiaje permite dimensionar el problema. En junio de 2026, la generación hidroeléctrica promedio superó los 4.000 megavatios. En enero, durante el estiaje, se situó alrededor de los 2.800 megavatios. Durante la sequía extrema de octubre de 2024, cayó a menos de 1.900 megavatios.

El problema no es que Ecuador haya apostado por la hidroelectricidad, una fuente renovable importante para el país, sino que no ha desarrollado suficientes alternativas para compensar su reducción cuando escasea el agua.

Las termoeléctricas deberían cumplir esa función de respaldo. Sin embargo, las centrales envejecidas, las fallas recurrentes y las limitaciones en el suministro de combustibles reducen su capacidad para reemplazar la generación hidroeléctrica que se pierde durante el estiaje. Así, de 3.234,13 MW instalados que tiene Ecuador, solo entregaron 1.029 entre el 1 y el 21 de octubre de 2026.

A finales de 2025, Ecuador tenía apenas 28 megavatios de potencia solar instalada, según los datos recopilados, mientras que la generación eólica instalada rondaba los 71 megavatios. El país tampoco contaba con generación geotérmica comercial.

En cambio, proyectos como El Aromo, de 200 megavatios, y Villonaco III, de 110 megavatios, tienen retrasos.

El aumento del consumo de electricidad añade presión a un sistema cuya capacidad de generación no siempre está disponible en su totalidad.

Entre enero y septiembre de 2026, el consumo de electricidad en Ecuador alcanzó los 27.532 gigavatios hora (GWh), frente a los 24.313 GWh registrados en el mismo período de 2025. Esto representa un incremento del 13%, según datos de Cenace.

El crecimiento tampoco es un fenómeno reciente. El ingeniero eléctrico Alejandro Jaya señala que el consumo aumentó un 42% entre 2019 y 2025. 

Detrás de esa expansión están el crecimiento de las actividades productivas, la incorporación de nuevas industrias y la mayor demanda de electricidad de sectores exportadores. Entre los ejemplos están las minas Mirador y Fruta del Norte, que entraron en operación en 2019 y requieren alrededor de 83 y 20 megavatios, respectivamente.

También incide la expansión de la actividad camaronera, que necesita electricidad para los sistemas de bombeo, los criaderos de larvas y la refrigeración de los productos.

A esto se suma el crecimiento de la movilidad eléctrica. Entre enero y septiembre de 2026 se vendieron 10.073 vehículos eléctricos, casi cuatro veces más que en el mismo período de 2025, cuando se comercializaron 2.694 unidades, según la Asociación de Empresas Automotrices del Ecuador.

Las altas temperaturas también pueden elevar la demanda, especialmente en la Costa, al aumentar las necesidades de refrigeración.

Según los datos recopilados del Plan Maestro de Electricidad, entre 2023 y 2026 debían entrar en operación 18 proyectos que sumarían aproximadamente 1.830 megavatios. Sin embargo, no se ha cumplido sino una parte.
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​El Gobierno de Daniel Noboa asegura que se han incorporado en su administración 1.100 megavatios, de esos 348 son nueva generación, 295 son alquiler de costosas barcazas y el resto mantenimiento y recuperación de plantas termoeléctricas.

Además, los proyectos termoeléctricos adjudicados a Progen y ATM en 2024 estuvieron rodeados de problemas y cuestionamientos, lo que debe analizarse a partir de los contratos, los avances de las obras y las investigaciones correspondientes. De los 241 megavatios que se debían instalar, solo funcionan 30 megavatios, según el propio Gobierno.