30 años de tarifa política en Ecuador: 3 eras diferentes. Lo que un inversor debe saber para promover proyectos energéticos.

El escenario que hoy define la tarifa eléctrica proviene de 3 eras diferentes, marcadas por políticas que fijaron un precio político del kilovatio hora durante 30 años.

“Quien entra hoy tendrá ventaja de precio y relación regulatoria frente a los que esperen que el marco esté completamente definido”.

Por: Paulo Peña   |   EnergyInPower Editorial   |   15 de julio, 2026   |   Datos: ARCONEL · BCE · RIEMAT · IDB

La brecha entre el costo real de producir la electricidad y el cobrado no es nueva ni accidental. Existió en la era de INECEL (1961–1999), se profundizó con la dolarización en el período LRSE/CONELEC (1996–2008) y fue institucionalizada por el Mandato Constituyente No. 15 de 2008 — que obligó al Ministerio de Finanzas a cubrirla mensualmente. Dieciocho años después, ese mecanismo sigue vigente. Las tres eras tarifarias muestran qué aprendió el sector de cada etapa y qué señal deja para la inversión privada.

Gráfico 1. Evolución de la tarifa eléctrica promedio en Ecuador 1992–2026 (¢/kWh). Las tres eras tarifarias: INECEL, LRSE/CONELEC y Mandato No. 15. Fuentes: ARCONEL 2025 [1], RIEMAT 2018 [2], BCE Apunte No. 31 [3].

LAS TRES ERAS TARIFARIAS

🏭  Era I — Modelo estatal INECEL  — 1961–1999 · Tarifa política, costo financiado por el Estado

INECEL fijaba tarifas directamente, sin regulación independiente. La tarifa era un instrumento político, no un mecanismo de recuperación de costos. En 1992, la tarifa promedio era de 2.80 ¢/kWh mientras el costo de producción superaba los 7.50 ¢/kWh— una brecha de más del 60% [2]. El Estado cubría la diferencia con ingresos petroleros y deuda externa. Los racionamientos de 1992–1993 evidenciaron el colapso del modelo.

✔  Ventaja: Infraestructura masiva sin deuda del sector privado. El Estado financió Paute (1.075 MW), Agoyán (156 MW) y Daule-Peripa a través de petróleo y deuda soberana. Cobertura de ~17% (años 50) a ~89% (1995).

✘  Barrera: Sin precio de mercado, sin contrato privado posible. El inversor privado no tenía cabida: no había tarifa de referencia, mecanismo de recuperación de costos ni regulador independiente. INECEL fue liquidado el 31/03/1999.

🌍  Aprendizaje para el inversor: la infraestructura eléctrica puede construirse sin capital privado, pero no puede sostenerse. La deuda acumulada de INECEL fue el antecedente directo del déficit estructural que persiste hoy. 1992: 2.80 ¢/kWh (tarifa) vs. 7.50 ¢/kWh (costo) → brecha: 63%.

📈  Era II — Mercado Eléctrico Mayorista (LRSE)  — 1996–2008 · Costos marginales · CONELEC regulador

La LRSE de 1996 diseñó un modelo de precios basado en costos marginales horarios. CONELEC fijó la tarifa objetivo en 8.50 ¢/kWh para cubrir costos — nunca se alcanzó. [3] La dolarización (enero 2000) desplomó la tarifa a 3.62 ¢/kWh y el ajuste fue lento y parcial: 8.82 ¢/kWh en 2005 y 8.30 ¢/kWh en 2008 — siempre por debajo del costo real. [2]

✔  Ventaja: Primera ventana real para inversión privada: contratos de generación posibles con precio marginal horario, separación vertical de la cadena y CONELEC como regulador independiente. El marco legal habilitaba retornos de mercado.

✘  Barrera: La dolarización de enero 2000 colapsó la tarifa a 3.62 ¢/kWh — el precio más bajo de los últimos 30 años, en dólares. La deuda interempresarial acumuló > USD 2.000 MM al 2008. Los generadores privados que entraron en este período aprendieron que el marco legal no garantiza el flujo de caja cuando el precio político supera al económico.

🌍  Aprendizaje para el inversor: el riesgo de esta era no fue técnico — fue político. La LRSE tenía la arquitectura correcta pero no resistió la presión electoral sobre la tarifa. Ese patrón se repetiría en 2008 y en 2024. 2000: 3.62 ¢ → 2005: 8.82 ¢ → 2008: 8.30 ¢/kWh. Objetivo: 8.50 ¢. Nunca alcanzado.

⚖️  Era III — Tarifa única y déficit institucionalizado  — 2008–2026 · Mandato No. 15 · LOSPEE 2015 · Subsidio estructural

El Mandato Constituyente No. 15 (R.O. Supl. 393, 31/07/2008) creó la tarifa única nacional y ordenó al Ministerio de Finanzas cubrir mensualmente la diferencia entre la tarifa cobrada y el costo real [4]. En 2026, la tarifa promedio facturada es 10.61 ¢/kWhvs. un costo regulatorio de 12.83 ¢/kWh → déficit de USD 598.3 millones/año [1] [5] (tasa de recuperación: 82.6%).

✔  Ventaja: Tarifa única y predecible: las distribuidoras pudieron planificar compras de energía con precio estable. Eliminación de shocks tarifarios para el consumidor. El MEF como pagador de último recurso dio certeza contractual — en papel. [6]

✘  Barrera: El MEF nunca pagó a tiempo. Al cierre de 2023, la deuda impagada Estado → distribuidoras era de USD 698.65 MM. El déficit implícito (USD 598 MM/año) se convirtió en riesgo de contraparte real: las distribuidoras no tienen flujo para honrar PPAs cuando el Estado no les paga el subsidio.

🌍  Aprendizaje para el inversor: La señal más crítica para cualquier inversor en 2026: el Mandato 15 creó un mecanismo de pago respaldado por el Estado — pero ese Estado acumula USD 698 MM de deuda con el propio sector que debe financiar. La LOCE 2024 añade garantía soberana, pero el balance fiscal no cambió. 2026: 10.61 ¢ facturado vs. 12.83 ¢ costo → tasa de recuperación: 82.6% [1].

CINCO SEÑALES QUE EL INVERSOR NECESITA INTERPRETAR

1.  La brecha tarifa-costo es el riesgo de contraparte, no solo un dato histórico. USD 598 MM/año de déficit implícito significa que la distribuidora necesita ese pago del MEF para operar. Si el MEF no paga, el flujo de caja para honrar PPAs con generadores privados no existe. [1]

2.  El Mandato 15 creó el problema — la LOCE 2024 añadió garantía soberana, no liquidez. El mecanismo de pago respaldado por el MEF existe desde 2008 y la deuda igual se acumuló. La garantía soberana de la LOCE 2024 es necesaria pero insuficiente sin reforma fiscal. [1]

3.  El mejor punto de entrada no es el mercado regulado — es el autoabastecimiento. La generación para autoconsumo industrial tiene un retorno más predecible: no depende del MEF, no requiere PPA con distribuidora y el margen tarifa-LCOE es positivo hoy.

4.  La crisis de 2024 demostró que el riesgo político supera al técnico. 14 horas de cortes no generaron reforma tarifaria. La decisión de no aumentar tarifas en emergencia es la señal más clara de que el modelo subsidiado es políticamente irreversible en el corto plazo.

5.  El déficit crea urgencia para las renovables — que a su vez es la oportunidad. Un Estado que paga USD 191 MM/año en diésel para generación termoeléctrica tiene el incentivo fiscal más fuerte para aceptar renovables a cualquier precio razonable. Quien entra hoy tendrá ventaja de precio y relación regulatoria frente a los que esperen que el marco esté completamente definido. [7]

REFERENCIAS Y FUENTES

[1]  ARCONEL. (octubre 2025). INF-DTRET-2025-087: Informe costos del Sistema Público de Energía Eléctrica 2026. Déficit USD 598.3 MM; costo 12.83 ¢/kWh. arconel.gob.ec

[2]  Macías, L., Valarezo, M., Loor, J. (2018). Análisis de la evolución de las tarifas del sector eléctrico ecuatoriano. RIEMAT Vol. 3 No. 2. Universidad Técnica de Manabí. revistas.utm.edu.ec/index.php/Riemat/article/download/1628/1823

[3]  Banco Central del Ecuador. Apunte de Economía No. 31: El sector eléctrico ecuatoriano. Tarifas 1998–2003. contenido.bce.fin.ec/documentos/PublicacionesNotas/Catalogo/Apuntes/ae31.pdf

[4]  Asamblea Constituyente de Montecristi. (31 julio 2008). Mandato Constituyente No. 15. Registro Oficial Suplemento No. 393.

[5]  ARCONEL. (noviembre 2024). Resolución ARCONEL-014/2024: Pliego Tarifario del Sistema Público de Energía Eléctrica 2024 (codificado). arconel.gob.ec

[6]  Ecuador. Presidencia de la República. (12 julio 2007). Decreto Ejecutivo No. 451-A: Tarifa de la Dignidad. Registro Oficial Suplemento No. 125.

[7]  ARCONEL. (junio 2024). INF-DRETSE-2024-044: Proyección de subsidios eléctricos 2025. arconel.gob.ec/downloads/2025/01/2.-Informe-DRETSE-204-044.pdf