La reforma eléctrica de Ecuador cambió quién cobra primero: la garantía del 60% y el fideicomiso para desarrolladores, EPC y proveedores

Ecuador vive cada estiaje con déficit eléctrico. Según Primicias (24-07-2026), el faltante llegó a estimarse hasta en 1.300 MW, y el Gobierno prevé incorporar unos 581 MW de nueva generación entre octubre de 2026 y fines de 2028, apoyándose en el corto plazo en centrales térmicas de alquiler. Pero el movimiento que merece una lectura profesional no es el déficit: es la reforma reglamentaria que entró a finales de septiembre. Según Primicias (14-10-2026), la reforma al Reglamento de la Ley de Servicio Público de Energía Eléctrica se publicó en el Registro Oficial el 30 de septiembre de 2026.

Primero: la garantía de compra

Para las centrales de transición energética —gas natural, GLP, geotermia, hidrógeno verde y nuclear— que obtengan su título habilitante en los próximos cinco años, el Estado garantiza la compra del 60% de su capacidad efectiva de producción, por la vigencia del título, con evaluación trimestral y consolidación anual. Pasados cinco años (hacia 2032), se fijaría un porcentaje mínimo de despacho según las condiciones del sistema. Es un piso al “¿se podrá vender la energía?”.

Segundo: el fideicomiso de recaudación

Las distribuidoras deben constituir, con el recaudo de las facturas, un Fideicomiso Obligatorio de Recaudación que pague en primer orden a los generadores privados, la transmisión, la distribución, el almacenamiento y los servicios complementarios. Esto no resuelve si la energía se vende, sino si el dinero llega.

Tres lecturas para el sector

Primera: la garantía del 60% es para el titular del proyecto, no una “venta asegurada” para el proveedor de equipos. Quien vende módulos, inversores, almacenamiento o grupos de generación lo hace dentro de esos proyectos. Pero el piso de compra más la prioridad de pago hacen el proyecto más bancable y, por tanto, más probable que se construya; de ahí se deriva la demanda real de equipo, sobre todo en la línea de transición.

Segunda: el verdadero diferencial está en el cobro. El sector eléctrico ecuatoriano arrastra historia de atrasos; llevar la prioridad de pago a un fideicomiso obligatorio le pone un mecanismo legal al recaudo. Para quien vende a plazo, asume exposición de EPC u O&M, o monta un vehículo local titular de permisos, esto cambia el modelo de cobranza, no solo el pedido.

Tercera: la barrera no desaparece. El reglamento es nuevo y faltan detalles —la composición del precio preferente, el mínimo de despacho posterior a 2032—; el proyecto sigue requiriendo título habilitante y cumplimiento local, y el acceso de producto debe verificarse conforme a los reglamentos técnicos del INEN (RTE INEN), caso por caso.

Una tendencia regional

Aterrizar en América Latina se parece cada vez más a un problema de liquidación y cobro, y no solo de certificación y canal. Ahí es donde el conocimiento del profesional local vale. Para una plataforma de aterrizaje industrial que acompaña a la industria china y busca socios locales —estudios jurídicos, firmas contables, certificadoras y canales—, la reforma ecuatoriana confirma esa dirección.

(La normativa puede cambiar; rige la publicación del Registro Oficial y las resoluciones de Arconel y del Ministerio de Energía.)

Fuentes: Primicias (14-10-2026) ｜ Primicias (24-07-2026)