La luz no cuesta lo que usted paga: al Estado le toca subsidiar 17 centavos por cada dólar

La tarifa eléctrica no cubre el costo real de producir y entregar la energía. La brecha representa $598 millones al año que debe asumir el Estado. Este es el problema estructural que frena la inversión.

Durante décadas, Ecuador ha pagado menos por la electricidad de lo que cuesta producirla. El problema no es nuevo, pero sí tiene una consecuencia cada vez más visible: mientras las familias y empresas reciben una tarifa relativamente estable, el Estado acumula una factura que debe cubrir con recursos públicos.

En 2026, la tarifa promedio facturada es de 10,61 centavos de dólar por kilovatio hora (kWh), frente a un costo regulatorio de 12,83 centavos.

La diferencia equivale a un déficit estimado de $598,3 millones al año. En otras palabras, por cada dólar que cuesta producir y entregar la electricidad, el sistema recupera alrededor de 83 centavos mediante la tarifa. El resto debe ser cubierto por el Estado.

Ese esquema es el resultado de más de 60 años de decisiones tarifarias que, según el análisis de Paulo Peña, consultor en eficiencia energética y fundador de Advice Energy, pueden dividirse en tres grandes etapas. Cada una dejó una lección distinta sobre cómo Ecuador financia su electricidad y sobre los riesgos que enfrenta quien quiera invertir en el sector.

Seis décadas de tarifas por debajo del costo de producción están detrás de la constante crisis eléctrica en Ecuador

La primera etapa fue la del modelo estatal del Instituto Ecuatoriano de Electrificación (Inecel), entre 1961 y 1999. En ese período, la tarifa eléctrica era principalmente una decisión política. En 1992, por ejemplo, el usuario pagaba en promedio 2,80 centavos por kWh, mientras producir esa electricidad costaba más de 7,50 centavos. La brecha superaba el 60%.

El Estado cubría la diferencia con ingresos petroleros y deuda externa. Ese modelo permitió construir grandes centrales hidroeléctricas y ampliar la cobertura eléctrica, pero también acumuló desequilibrios financieros. Los racionamientos de 1992 y 1993 mostraron los límites de un sistema en el que el precio no reflejaba el costo real.

La segunda etapa llegó con la Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE) y la creación de un mercado mayorista regulado por la Corporación Nacional de Electricidad (Conelec). La idea era que los precios se acercaran a los costos de generación y que existiera una mayor participación privada.

El objetivo tarifario era de 8,50 centavos por kWh, pero nunca se alcanzó de manera sostenida. Con la dolarización, la tarifa llegó a caer hasta 3,62 centavos en el año 2000. Luego subió a 8,82 centavos en 2005 y 8,30 centavos en 2008.

El problema, según Peña, fue que Ecuador tuvo una arquitectura de mercado, pero no logró blindarla de las decisiones políticas. La diferencia entre lo que costaba producir y lo que se cobraba terminó acumulando una deuda entre empresas del sector que superaba los $2.000 millones en 2008.

El subsidio dejó de ser temporal y se volvió parte del sistema a partir de la Constituyente de Correa en Ecuador

La tercera etapa comenzó en 2008 con el Mandato Constituyente No. 15. La norma estableció una tarifa única nacional y dispuso que el Ministerio de Economía cubriera la diferencia entre el costo real del servicio y lo que se cobraba a los usuarios.

La medida buscaba evitar que las tarifas se convirtieran en una fuente de shocks para los hogares y las empresas. Pero, con el paso del tiempo, la diferencia entre tarifa y costo dejó de ser una excepción y se convirtió en un déficit estructural.

El problema es que el mecanismo depende de que el Estado pague oportunamente. De acuerdo con Peña, al cierre de 2023 la deuda acumulada del Estado con las distribuidoras llegaba a $698,65 millones.

Así, la tarifa que el consumidor ve en su planilla no cuenta toda la historia. El precio puede mantenerse estable, pero la diferencia se transforma en una obligación para el Estado y, cuando los pagos se retrasan, es un problema de liquidez para toda la cadena eléctrica.

La crisis de 2024 mostró el límite del modelo tarifario en el sector eléctrico de Ecuador

Los apagones de 2024 volvieron visibles para millones de ecuatorianos un problema que durante años permaneció principalmente en los balances del sector eléctrico.

En el momento más crítico, los cortes llegaron a durar hasta 14 horas al día. El Banco Central documentó que la crisis afectó tanto a hogares como a empresas y que la recuperación del suministro requirió, entre otras medidas, recuperar capacidad instalada.

Sin embargo, la crisis no derivó en una reforma tarifaria de fondo. Para Peña, esa decisión dejó una señal clara: el modelo de tarifa subsidiada sigue siendo políticamente difícil de modificar en el corto plazo.

“El riesgo, no es solamente que falte energía o que una central tenga problemas técnicos. También existe un riesgo político y fiscal: que el precio que se cobra no alcance para pagar el costo de producir electricidad y que no existan los recursos para hacer todos los mantenimientos y las inversiones que se necesitan para evitar apagones”, acotó Pedro López, ingeniero eléctrico.

La brecha entre el costo y la tarifa eléctrica se convierte en un riesgo para la inversión privada en Ecuador

Para un inversionista privado, la diferencia entre costo y tarifa es mucho más que una cifra contable.

Si una distribuidora recibe menos dinero del que necesita para cubrir sus costos, su capacidad de pagar a los generadores también depende de que el Estado transfiera los recursos pendientes. Por eso, los $598 millones anuales de brecha implícita pueden convertirse en un riesgo de contraparte.

La garantía estatal incorporada en la legislación más reciente puede ofrecer respaldo jurídico, pero no necesariamente resuelve el problema de liquidez. Una garantía puede asegurar que existe una obligación; no significa que el dinero esté disponible de inmediato.

Esta es una de las principales señales que, según Peña, debe interpretar el capital privado que evalúa ingresar al sector eléctrico ecuatoriano.

El autoabastecimiento industrial gana atractivo en Ecuador ante los cortes y la incertidumbre del sistema eléctrico

En este escenario, Peña considera que el segmento más atractivo no necesariamente es la generación que depende de vender electricidad a una distribuidora estatal mediante contratos de largo plazo.

La alternativa con mayor previsibilidad puede estar en el autoabastecimiento industrial.

Una empresa que instala generación para cubrir su propio consumo no depende del pago mensual del Ministerio de Economía a una distribuidora ni necesita que toda su rentabilidad dependa de un contrato de compra de energía con el Estado.

Para una industria, generar parte de su propia electricidad puede significar reducir la exposición a cortes, al costo de la energía y a la incertidumbre del sistema. La rentabilidad depende más directamente del ahorro obtenido frente al costo de comprar electricidad.

La crisis eléctrica de Ecuador abre una oportunidad para las renovables mientras el Estado paga la brecha

La paradoja del sistema eléctrico ecuatoriano es que el mismo déficit que genera riesgos fiscales también crea una urgencia para buscar nuevas fuentes de generación.

Cuando el Estado debe recurrir a generación térmica y comprar combustibles para cubrir la demanda, el costo de mantener el sistema puede aumentar rápidamente. Se estima que el Estado destina alrededor de $191 millones al año en diésel para generación termoeléctrica.

Ese escenario abre espacio para proyectos de generación renovable, especialmente si logran ofrecer electricidad a un costo competitivo y reducir la dependencia de combustibles importados.

Por eso, la conclusión de Peña es que el mejor momento para entrar al mercado puede ser antes de que todas las reglas estén completamente definidas. La incertidumbre regulatoria representa un riesgo, pero también puede generar una ventaja para quienes logren asegurar costos, contratos y relaciones regulatorias antes de que aumente la competencia.(JS)

Fuente: La HORA