Empresas privadas invierten $900 millones en energía propia, mientras el sistema público arrastra un déficit similar cada año
Empresas privadas invierten $900 millones en energía propia, mientras el sistema público arrastra un déficit similar cada año
Mientras las empresas privadas del país destinan cientos de millones de dólares a producir su propia energía para protegerse de los apagones, el sistema eléctrico público arrastra un agujero financiero cercano a los $900 millones anuales. Eso limita su capacidad para invertir y mantener la infraestructura.
La cifra reúne dos problemas diferentes, pero relacionados. Por un lado, la Cámara de Industrias y Producción (CIP) cifra en alrededor de $900 millones la inversión privada en autogeneración desde 2024. Por otro lado, Rodrigo Gómez de la Torre, presidente del Comité Empresarial Ecuatoriano (CEE), estima que el déficit tarifario y las pérdidas de energía no reconocidas representan una brecha de magnitud similar cada año.
“Estamos hablando de $900 millones que están en alguna parte”, resumió Gómez de la Torre al referirse a los recursos que, a su juicio, podrían contribuir a financiar nuevas inversiones eléctricas.
El sistema eléctrico ecuatoriano pierde $600 millones por el déficit tarifario
El primer componente del agujero financiero es el déficit tarifario. Según los costos aprobados por la Agencia de Regulación y Control de Electricidad (Arconel) para 2026, el sistema eléctrico nacional opera con un déficit de aproximadamente $598 millones.
En términos sencillos, producir, transmitir y distribuir electricidad cuesta más de lo que se recauda mediante las tarifas vigentes. Arconel calcula que los costos del servicio alcanzan $3.477 millones, frente a una facturación estimada de $2.849 millones.
La diferencia reduce los recursos disponibles para que las empresas eléctricas realicen nuevas inversiones, mantengan las centrales de generación y reparen o amplíen las redes de transmisión y distribución.
Gómez de la Torre sostiene que esos $600 millones son necesarios para financiar nuevas inversiones. Agrega que el sector industrial ya no recibe el subsidio tarifario que se mantiene para los hogares, por lo que considera necesario revisar cómo se financia el servicio eléctrico.
El problema es que, sin una fuente de financiamiento suficiente para cubrir la diferencia entre costos e ingresos, el sistema pierde capacidad para reponer equipos, ampliar infraestructura y prepararse para futuros períodos de estiaje.
Las pérdidas de energía añaden otros $300 millones al hueco financiero del sistema eléctrico en Ecuador
El segundo componente son las pérdidas negras, es decir, la electricidad que se pierde o no se factura dentro del sistema de distribución. Estas pérdidas pueden tener causas técnicas, como las fugas de energía en las redes, o comerciales, como conexiones ilegales, errores de medición y consumos que no se cobran.
Según Gómez de la Torre, en el cálculo tarifario se reconoce un promedio nacional de pérdidas de alrededor del 10,55%. Sin embargo, al observar las pérdidas totales de energía, la proporción se acerca al 21%.
La diferencia es de aproximadamente diez puntos porcentuales. De acuerdo con su estimación, ese volumen adicional de energía que se genera, pero no se aprovecha o no se cobra, representa cerca de $300 millones anuales.
Sumados al déficit tarifario de unos $600 millones, los recursos comprometidos por ambos problemas alcanzarían aproximadamente $900 millones al año.
Gómez de la Torre también cuestiona que el financiamiento de determinadas diferencias tarifarias termine dependiendo del Presupuesto General del Estado. Su planteamiento es que el país necesita soluciones estructurales para evitar que estos problemas se repitan.
Los $900 millones privados buscan reducir la dependencia de la red pública en Ecuador
Mientras el sistema estatal enfrenta esas limitaciones, las empresas aceleran la instalación de generación propia para evitar que los cortes eléctricos paralicen sus operaciones.
La CIP informó que el sector privado ha destinado alrededor de $900 millones a autogeneración desde 2024. La cifra incluye una variedad de iniciativas, desde sistemas solares hasta equipos térmicos e instalaciones hidroeléctricas. Sin embargo, no existe un desglose público completo que permita identificar cuánto se ha desembolsado efectivamente en cada proyecto y cuánta capacidad ya está operativa.
Entre las iniciativas más relevantes están:
- Río de Oro Energy: una planta solar en Santa Elena, con una inversión superior a $50 millones y una capacidad prevista de 65 MW. Su primera fase comenzó a operar en septiembre de 2026. El proyecto prevé generar 90 millones de kWh al año.
- Novacero: anunció una inversión de $180 millones para desarrollar dos centrales hidroeléctricas, de 50 MW cada una. En junio de 2026 todavía tramitaba permisos y derechos de agua, por lo que esos 100 MW no deben contarse como generación ya disponible.
- Adelca: proyecta una central hidroeléctrica de 48,5 MW en el río Intag, Imbabura, con una inversión superior a $100 millones. La entrada en operación está prevista para 2029.
- PICA: puso en marcha una planta solar de 10 MW que permitirá cubrir más del 60% de su consumo eléctrico.
- Ideal Alambrec: anunció una instalación solar de 1,8 MW en el sur de Quito para cubrir hasta el 30% de sus necesidades.
- Alpina Ecuador: instaló paneles solares en sus plantas de Machachi y San Gabriel, con una capacidad reportada de aproximadamente 1,8 MW.
Difare y una hidroeléctrica de 45 MW se suman a la nueva generación privada de electricidad en Ecuador
El ministro de Ambiente y Energía, Juan Carlos Blum, también ha destacado proyectos privados que contribuirán a la oferta eléctrica nacional.
Según declaraciones recogidas del 8 de octubre de 2026, cerca de 135 MW de origen privado se incorporarán al sistema en las semanas siguientes o estaban entrando en operación.
Entre ellos está el proyecto hidroeléctrico de 45 MW de Hidrovoes, del grupo de Pablo Terán, en Zamora Chinchipe, que el ministro señaló que ya había entrado en línea.
A este se sumaría un complejo fotovoltaico de casi 90 MW de Corporación Difare, cuya inauguración está prevista para noviembre de 2026.
Blum también destacó inversiones privadas en transmisión. Una de ellas es la subestación construida por Pronaca en Buena Fe, provincia de Los Ríos, que fue entregada al Estado. Según el ministro, la infraestructura tiene capacidad para beneficiar no solo a la empresa, sino también a Santo Domingo, Buena Fe y el norte de Quevedo. (JS)
