Una de las principales preocupaciones de los potenciales inversionistas privados interesados en el sector eléctrico es si podrán recuperar el dinero inyectado en proyectos en Ecuador.

De ahí que el pasado 30 de septiembre de 2026, el Gobierno concretó nuevos cambios normativos con lo que intenta dar más seguridad sobre la prioridad en los pagos a  los potenciales inversionistas, mediante una reforma al Reglamento General a la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica.

Y es que en Ecuador, las empresas públicas distribuidoras de electricidad, como por ejemplo, la Corporación Nacional de Electricidad (CNEL), acumulan por años millonarias deudas con el holding público de generación Corporación Eléctrica del Ecuador (Celec) por la electricidad entregada.

Esas millonarias deudas han perjudicado los presupuestos de Celec para invertir, por ejemplo, en mantenimientos, alquiler y compra de nuevos equipos para centrales termoeléctricas o de energías renovables no convencionales (solar, eólica, biomasa).

Aumentar estos otros tipos de generación es clave para Ecuador, pues la energía hidroeléctrica, de la que más depende el país, se desploma cada año en el período de estiaje (época seca).

De ahí que desde 2024, año de la mayor crisis por déficit de generación eléctrica, el Gobierno ha implementado algunos cambios normativos  para dar más seguridad a los inversionistas privados.

Sin embargo, en el sector siguen existiendo dudas y, de hecho, hay empresas que se han desencantado y han abandonado el interés en el país.

¿Qué se requiere para atraer inversión privada?

Uno de los pedidos del sector privado ha sido que se les garantice prelación de pago de la energía eléctrica que generen con sus inversiones.

Por ejemplo, desde 2022 los inversionistas privados que se adjudicaron proyectos como El Aromo y Villonaco III, pedían que el Gobierno establezca mecanismos para esto.

En marzo de 2024 se emitieron acuerdos ministeriales que permitieron definir el mecanismo formal para que el Estado, a través del Ministerio de Economía y Finanzas en ese entonces, asuma el pago a los inversionistas privados cuando las distribuidoras públicas incumplan parcial o totalmente sus obligaciones de pago. A ese evento se le denominó riesgo de ingresos comerciales.

Y más tarde, en junio de 2025, mediante el decreto ejecutivo 32, el Gobierno reformó el Reglamento General a la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica. Ahí, el Ejecutivo definió que:

El cobro y pago de las obligaciones «se realizará conforme un orden de prelación, definido por la Agencia de Regulación y Control de Electricidad (Arconel) a través de regulación».

Y detalló que «tendrá el primer orden de prelación el pago a los participantes privados que ejecuten Proyectos de Generación y/o Transmisión».

El decreto también definió que «se dará un trato preferente a la participación de la economía popular y solidaria y de empresas públicas que realicen alianzas estratégicas o consorcios con participación de capital privado».

Con esta reforma, además, el Gobierno dispuso que las empresas de distribución deberán constituir fideicomisos con el aporte de la recaudación del usuario final  «que aseguren el cumplimiento del orden de prelación establecido».

Una nueva reforma, ¿habrá resultados?

Sin embargo, en el sector privado ha seguido sintiendo incertidumbre sobre los pagos. De ahí que el 30 de septiembre de 2026, el Gobierno volvió a reformar el mismo reglamento, mediante decreto ejecutivo 515.

Ahora la prelación se extiende a inversionistas privados también en el área de distribución, almacenamiento, servicios complementarios y/o alumbrado público general.

Además, la reforma ya no solo da prelación a las empresas privadas. También establece que las empresas públicas que realicen alianzas estratégicas o estén en consorcios con participación de capital privado, tendrán prelación.

La reforma además añade que se dará trato preferente a las empresas públicas  «que obtengan fuentes de financiamiento para proyectos de generación eléctrica nuevos o en desarrollo». Es decir, a aquellas que se hayan endeudado para los proyectos.

La reforma también eliminó la disposición de que Arconel establezca costos máximos de la generación en las alianzas estratégicas.

El experto energético Gabriel Secaira explica que un fideicomiso no es suficiente para dar certezas a los inversionistas. «No constituye una garantía, sino una forma de pago, cuando no hay dinero allí no se puede efectivizar el pago».

Y es que la preocupación gira en torno a quién manejará el fideicomiso, pues si está en manos del Estado, hay temor de que el dinero no esté disponible cuando se necesite.

Para este desafío, el Gobierno anunció en 2025 que el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) había aprobado una garantía soberana por USD 77 millones para 12 proyectos del sector eléctrico.

El Gobierno dijo en ese momento que se trata de una herramienta de cobertura de riesgo de última instancia que se activará para cubrir cualquier incumplimiento en el pago por la generación eléctrica que entreguen las empresas al Estado.