Tarifas eléctricas 2026: Ecuador enfrenta un déficit en el sector eléctrico
El Estado ecuatoriano destinará $ 621,87 millones del Presupuesto General para cubrir el déficit del sector eléctrico en 2026
La Agencia de Regulación y Control de Electricidad (Arconel) aprobó costos que reflejan un precio real de 12,83 centavos por kilovatio-hora, mientras los usuarios seguirán pagando $ 10,61 centavos. La diferencia, publicada en el Registro Oficial el 3 de diciembre, la asumirá el fisco.
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Esa brecha de $ 2,22 centavos por cada kilovatio-hora consumido crea un hueco de $ 598,3 millones solo en el servicio eléctrico. Si se suma el déficit del alumbrado público, la cuenta llega a los $ 621,87 millones totales.
La cuenta es más alta que en 2025. El año pasado, el Estado cubrió un déficit de $ 603,1 millones en el sector eléctrico. Para 2026, la cifra sube a $621,87 millones. El incremento de $ 18,77 millones se explica por dos razones:
- el alquiler de generadoras térmicas para enfrentar la falta de agua en las represas.
- y la eliminación del subsidio al diésel que encarece las operaciones de las empresas eléctricas.
Generación térmica de emergencia eleva costos operativos
El Ministerio de Ambiente y Energía proyecta que Ecuador enfrentará en 2026 un período crítico de estiaje —cuando bajan los niveles de agua en represas— que reduciría la generación hidroeléctrica. Para evitar apagones ante ese escenario, el gobierno ordenó arrendar generadoras térmicas que funcionan con combustible.
La Corporación Eléctrica del Ecuador (Celec EP) arrendará hasta 260 megavatios (MW) de potencia en Pascuales, que operarán con gas o diésel.
La Empresa Electro Generadora del Austro (ELECAUSTRO) sumará 478,5 MW adicionales. En total, 738,5 MW de generación de emergencia que encarecen significativamente la factura energética del país.
A esto se suma el impacto de la eliminación del subsidio al diésel, ordenada por el Decreto Ejecutivo 126. Las empresas eléctricas ahora pagan el precio real del combustible para sus operaciones, lo que aumenta sus costos de administración, operación y mantenimiento. El Ministerio de Ambiente y Energía justificó estas medidas como indispensables para garantizar el suministro eléctrico durante los períodos de déficit hídrico proyectados para 2025-2026 y 2026-2027.
La proyección de costos de ARCONEL se basa en un escenario que el Operador Nacional de Electricidad (Cenace) llama "semi-seco". En términos simples, esto significa que se espera un año complicado en términos de agua disponible en las represas, pero no el peor escenario posible.
Técnicamente, hay un 75 % de probabilidad de que las lluvias y los niveles de agua sean iguales o mejores de lo proyectado.
El problema está en el otro 25 %: si el estiaje resulta más severo de lo previsto, el país necesitaría alquilar aún más plantas térmicas y quemar más combustible, lo que encarecería los costos por encima de los $ 621 millones aprobados.
En mayo de 2025, apenas cinco meses después de aprobar los costos del año, Arconel tuvo que reformarlos porque la situación energética se complicó más de lo esperado. El precedente está ahí: si el clima no coopera, los números de 2026 también podrían quedarse cortos.
Generación concentra más de la mitad del costo eléctrico
De los $ 3.447,75 millones que cuesta el servicio eléctrico, la mayor parte se va en generar electricidad: $ 1.893,9 millones (54,9% del total).
Cada kilovatio-hora generado cuesta $ 6,13 centavos. Transportar esa electricidad desde las plantas hasta las ciudades suma $ 270,7 millones (7,9%), con un cargo de $4,19 por cada kilovatio de demanda al mes. Finalmente, distribuir la energía y administrar el servicio cuesta $1.283,1 millones (37,2%).
El Ministerio de Economía y Finanzas dio luz verde el 27 de noviembre para que el Estado cubra íntegramente los $ 621,87 millones de déficit con recursos públicos. La Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica establece que cuando las tarifas aprobadas están por debajo de los costos reales, el gobierno debe compensar esa diferencia para evitar que las empresas eléctricas quiebren.
Arconel también introdujo un cambio metodológico importante: por primera vez aplicó una tasa de descuento del 1,42 % para calcular el valor de los activos eléctricos. Esta fórmula, aprobada por el Acuerdo Ministerial MAE-VEER-2025-0005- AM, busca reflejar mejor el costo real del capital invertido en centrales, líneas de transmisión y redes de distribución.
Las empresas distribuidoras aplicarán estos costos desde el 1 de enero de 2026. Sin embargo, aprobar los costos no significa que las tarifas subirán automáticamente. ARCONEL deberá emitir una resolución posterior sobre el pliego tarifario 2026 para decidir si mantiene congelados los precios —como hizo en 2025— o los ajusta para reducir el déficit que asume el Estado.
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