Ecuador necesita energía pero la ley limita la inversión privada: ¿se puede solucionar?
La guerra de aranceles con Colombia desnudó la fragilidad de un sistema eléctrico que depende de la lluvia, del vecino del norte y de una arquitectura constitucional que desconfía del capital privado.
Central Hidroeléctrica Manduriacu
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El 22 de enero de 2026, a las 18:00, Colombia apagó el interruptor. En medio de la tensión por los aranceles que impuso el gobierno de Ecuador a las importaciones colombianas, el Ministerio de Minas y Energía de Colombia expidió una resolución para suspender indefinidamente las ventas de electricidad a Ecuador, aduciendo que se trataba de “una medida preventiva orientada a proteger la soberanía y la seguridad energética del país” vecino.
Los datos del Operador Nacional de Electricidad (Cenace) evidenciaron que la compra de energía a Colombia cayó de 254 megavatios a apenas 0,1 megavatios.
La decisión colombiana, presentada con lenguaje técnico, era en realidad una represalia política. Y funcionó como advertencia: Ecuador, un país que en 2024 gastó USD 334 millones comprando electricidad a Colombia, había apostado todo a la carta del vecino en los momentos de crisis.
Lo que debió haber sido una lección aprendida tras los apagones de hasta 14 horas de 2024 sigue siendo una vulnerabilidad estructural sin resolver.
El problema de fondo es antiguo y bien diagnosticado: Ecuador produce casi toda su electricidad con agua.
Cuando llueve, hay luz. Cuando hay estiaje —o cuando el vecino se enoja— hay oscuridad. El Cenace proyecta que el déficit de electricidad irá creciendo los siguientes años: el riesgo de déficit para el ciclo octubre de 2027 a marzo de 2028 alcanzará el 23%, subiendo al 50% entre octubre de 2028 y marzo de 2029.
La pregunta de la agenda energética es simple: ¿quién va a pagar por la generación que el país necesita? El Estado no tiene los recursos. Los mecanismos de inversión pública han producido décadas de retrasos, plantas que no arrancan o que adolecen de fallas, y arbitrajes internacionales perdidos. La respuesta lógica apunta al sector privado. Pero aquí comienza el laberinto.
El muro constitucional y su guardián
La Constitución de Montecristi de 2008 fue redactada con una desconfianza hacia el capital privado en los sectores llamados estratégicos. El artículo 316 establece que el Estado podrá delegar la participación en estos sectores a empresas mixtas o privadas solo de manera “excepcional”. Es una barrera jurídica que exige justificar cada apertura, que impide la normalización de la inversión privada y que convierte cada proyecto en un campo de batalla legal.
Esa arquitectura constitucional encontró un refuerzo adicional en diciembre de 2025. Mediante la Sentencia 112-21-IN/25, dictada el 11 de diciembre de 2025, la Corte Constitucional declaró la inconstitucionalidad del numeral 1 del artículo 25 de la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica, que permitía delegar actividades del sector eléctrico al sector privado cuando fuera “necesario para satisfacer el interés público, colectivo o general”.
La Corte concluyó que esa formulación era demasiado abierta y vaciaba de contenido el mandato constitucional de excepcionalidad, era demasiado abierta y no respetaba el mandato constitucional de excepcionalidad.
La Corte aclaró que no eliminó la posibilidad de delegar al sector privado, sino que exigió que dichas delegaciones se basen en causales claras, específicas y constitucionalmente válidas.
Permanecen vigentes las causales que permiten delegar cuando el servicio no pueda ser cubierto por empresas públicas o mixtas, y cuando se trate de proyectos que utilicen energías renovables no convencionales. Sin embargo, en la práctica, la sentencia eliminó la causal más flexible que tenía el gobierno para negociar con inversionistas privados.
La Cámara de Industrias y Producción (CIP) alertó sobre el riesgo de afectaciones al suministro eléctrico y a la competitividad, ante un eventual retorno de los apagones. La Cámara de Industria Automotriz Ecuatoriana calificó la sentencia como un retroceso que restringe aún más la participación privada, al basarse en una interpretación restrictiva del principio de excepcionalidad. El presidente Noboa reaccionó con vehemencia, publicando fotografías de los jueces en redes sociales y calificando el fallo como un “cálculo político”.
Más allá del tono, la señal al mercado fue lamentable: el entorno jurídico para invertir en electricidad en Ecuador resulta impredecible.
La ley que intenta curar la herida
La respuesta del Ejecutivo fue legislativa. El presidente Noboa presentó la reforma para el sector eléctrico, en parte, como respuesta al fallo de la Corte Constitucional.
El proyecto quiso impulsar también una mayor autogeneración del sector privado, en un momento en que el país tiene un déficit de generación de alrededor de 866 megavatios y Colombia había dejado de vender energía por la guerra comercial.
La Ley Orgánica para el Fortalecimiento de los Sectores Estratégicos de Minería y Energía fue publicada el 2 de marzo de 2026 en el Registro Oficial, tres días después de ser aprobada por la Asamblea Nacional con 77 votos.
En el ámbito energético, el documento incorpora cambios a la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica para modernizar conceptos como generación distribuida, autoabastecimiento y distritos autónomos energéticos, y establecer reglas claras para la participación “excepcional” de empresas privadas.
El proyecto crea la figura del Distrito Autónomo Energético: una persona jurídica con redes eléctricas propias y sistemas de generación local o remota destinados a cubrir su propia demanda de energía, con posibilidad de entregar excedentes al sistema eléctrico nacional de forma excepcional.
La ley abre puertas, pero las ventanas siguen siendo estrechas. La autogeneración de excedentes —ese mecanismo que podría permitir a grandes industrias o mineras construir sus propias plantas y vender lo que no consumen— sigue siendo tratada como excepción, no como regla. Y aquí reside uno de los principales cuellos de botella para las empresas que ya generan en el país.
El problema de los que ya están adentro
Las empresas que han apostado por la autogeneración renovable en Ecuador llevan años enfrentando una paradoja cruel: lograron construir sus plantas, conectarse al sistema, producir energía limpia, pero el precio al que el Estado les compra los excedentes no cubre sus costos operativos.
La tarifa que fija la Agencia de Regulación y Control de Electricidad (Arconel) para la compra de energía privada ha resultado insuficiente para volver rentables las inversiones ya realizadas, lo que desincentiva a los potenciales nuevos entrantes y genera litigios con los actuales.
El problema es estructural: en 2026, el costo real de producir y distribuir energía es mayor que lo que pagan los usuarios, dejando un déficit de casi USD 600 millones que el Estado debe absorber o posponer como deuda.
En ese entorno, pagar una tarifa justa a los generadores privados implica reconocer un costo que el sistema tarifario no está diseñado para asumir. El resultado: empresas privadas atrapadas entre la voluntad de invertir y la incapacidad del sistema de remunerarlas adecuadamente.
El otro obstáculo de fondo es la garantía de pago. El sector privado sabe que venderá su electricidad principalmente a las distribuidoras públicas, muchas de ellas con serios problemas financieros. ¿Quién garantiza que el Estado pagará? El viceministro de Electricidad anunció que se constituirán fideicomisos en las empresas de distribución para garantizar el pago de la tarifa eléctrica a los inversionistas. La promesa existe; el mecanismo consolidado, todavía no.
La apuesta de los 400 megavatios
En ese contexto de incertidumbre jurídica, déficit estructural y conflicto diplomático, el gobierno lanzó el 9 de marzo de 2026 su apuesta más ambiciosa para atraer inversión privada. El Ministerio de Ambiente y Energía lanzó la licitación del proyecto denominado Bloque de Ciclo Combinado, para incorporar una central termoeléctrica de hasta 400 megavatios, con una inversión prevista de USD 838 millones que el inversionista asumirá en su totalidad.
El proceso no es sencillo. Es la segunda vez que el Estado busca inversión privada para este proyecto: durante el gobierno de Guillermo Lasso se lanzó una licitación que se declaró desierta, afectada por el alto riesgo país y la falta de garantías de pago que cubrieran los riesgos para los inversionistas.
Se trata de una concesión de 25 años, con los primeros cuatro destinados a la construcción. La adjudicación está prevista para marzo de 2027, lo que significa que el proyecto comenzaría a generar electricidad recién en 2031, cuando el Plan Maestro original lo preveía para 2028. Cada año de retraso tiene un costo.
El proyecto enfrenta además el desafío del combustible: Ecuador es un productor marginal de gas natural, y la nueva planta de Ciclo Combinado necesitará entre 35 y 60 millones de pies cúbicos de gas natural por día. El plan del ministerio es que el mismo inversionista construya la cadena de suministro de gas natural importado, ya sea a través de instalaciones en la costa ecuatoriana o mediante buques especializados de almacenamiento de gas natural licuado.
Es una apuesta integral y compleja que depende de que alguien esté dispuesto a asumir los riesgos en un país con historial de incumplimientos contractuales.
La factura del inmovilismo
El costo de no resolver este problema es cuantificable. Un informe del Banco Mundial señala que “el Ministerio de Energía y Minas calcula que los nuevos proyectos de energía renovable e hidroeléctrica que se necesitan para satisfacer la creciente demanda eléctrica hasta 2032 costarán USD 6.495 millones (11,5% del PIB de 2022). Para el Gobierno de Ecuador, será difícil cubrir todos estos costos solo con financiamiento público”.
El Estado ecuatoriano no tiene la capacidad de movilizar esa cifra por sí solo. Tampoco la tiene la cooperación internacional. La única fuente que puede generar esa escala de inversión es el sector privado. Sin embargo, el sistema jurídico, tarifario y político sigue tratando al capital privado como un huésped incómodo al que se tolera solo cuando la necesidad es aguda.
La pregunta real no es si Ecuador puede o no abrir el sector eléctrico a la inversión privada. La pregunta es cuántos apagones más necesita el país para entender que la Constitución de Montecristi, redactada en un momento de expansión del intervencionismo estatal regional, dejó al sector eléctrico ecuatoriano atado de manos ante un desafío que el Estado solo no puede enfrentar.
La nueva ley de minería y energía es un paso, pero mientras el marco constitucional exija que la participación privada sea “excepcional”, seguiremos resolviendo con parches lo que requiere una cirugía estructural.
El 17 de marzo, ante el estiaje que afecta a la hidroeléctrica Coca Codo Sinclair, Cenace pidió a las empresas privadas encender sus motores y turbinas por “alerta de déficit”. Colombia apagó el interruptor en enero. Tarde o temprano, si el clima no acompaña, Ecuador podría verse forzado a hacerlo por su propia mano.
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