La semana pasada sostuve que la energía solar es la única fuente capaz de sumar generación nueva, en volumen relevante, en menos de un año, y que el país debe priorizarla con participación privada mientras avanza en todas las demás. Esa era la idea. Esta semana quiero ocuparme de lo más difícil: cómo convertirla en realidad. Y para eso no hace falta mirar afuera. Basta con revisar lo que ya intentamos. Porque Ecuador ya hizo esta apuesta. La hizo dos veces, con dos gobiernos distintos, y en ambas logró lo que muchos consideraban lo más difícil: atraer inversionistas. Lo que no logró fue que los proyectos se construyeran.
Lo que se adjudicó
En agosto de 2019, el gobierno de Lenín Moreno inició los procesos públicos de selección para dos proyectos emblemáticos: El Aromo, una planta fotovoltaica de 200 megavatios en los terrenos de la fallida Refinería del Pacífico, en Manabí, y Villonaco II y III, un parque eólico de 110 megavatios en Loja. En diciembre de 2020 ambos fueron adjudicados a empresas españolas: Solarpack y el consorcio Cobra Zero-E. El Plan Maestro de Electricidad preveía que ambos estuvieran operando en 2022.
El gobierno de Guillermo Lasso heredó esos procesos y amplió la apuesta. En julio de 2021 elevó el Bloque de Energías Renovables No Convencionales de 200 a 500 megavatios. En agosto adjudicó Conolophus, un proyecto solar de 14,8 megavatios con baterías para Galápagos. Y en enero de 2023 abrió las ofertas económicas del bloque con un resultado que la prensa especializada calificó de sorpresa: diez ofertas, por 511 megavatios, todas por debajo del precio techo fijado por el regulador. La oferta solar más baja fue de 49,88 dólares por megavatio-hora. En marzo y julio de 2023 se firmaron los contratos de El Aromo y Villonaco III y, el 21 de noviembre de 2023, dos días antes de dejar el poder, Lasso firmó ocho concesiones más.
En total, el Estado comprometió cerca de 810 megavatios renovables con alrededor de 1.100 millones de dólares de inversión privada. El equivalente a más de la mitad del déficit de 1.300 megavatios que hoy nos obliga a desconectar a la industria tres días por semana.
| Proyecto | Tecnología y potencia | Adjudicación | Contrato | Estado a octubre de 2026 |
|---|---|---|---|---|
| Villonaco III (Loja) | Eólico, 110 MW | Dic. 2020 (Moreno) | Jul. 2023 (Lasso); adenda en ene. 2025 | En construcción (63,9%); operación prevista en el 3T 2027 |
| El Aromo (Manabí) | Solar, 200 MW | Dic. 2020 (Moreno) | Mar. 2023 (Lasso) | Sin información pública de inicio de obras |
| Conolophus (Galápagos) | Solar con baterías, 14,8 MW / 40,9 MWh | Ago. 2021 (Lasso) | Concesión firmada en nov. 2023 (Lasso) | No opera |
| Bloque 1 de ERNC (Imbabura, Loja, Santo Domingo, Morona Santiago) | 6 solares, 3 hidroeléctricos y 1 eólico; ~500 MW | Ene.–abr. 2023 (Lasso) | Siete concesiones firmadas en nov. 2023 (Lasso) | Ninguno opera |
| Total | ~810 MW | 0 MW en operación |
A octubre de 2026, según la información pública disponible, ninguno de esos proyectos genera energía. Solo uno, Villonaco III, está en construcción, con un avance del 63,9% y operación prevista para el tercer trimestre de 2027. De El Aromo, un exviceministro de Electricidad reconocía esta semana que no se sabe en qué etapa está. Los proyectos del bloque siguen sin operar.
Villonaco III resume el problema con una precisión casi aritmética. Si entra en operación en 2027, habrán pasado unos ocho años desde que se lanzó su proceso de selección. De esos ocho años, la construcción ocupa algo más de dos: la obra arrancó en julio de 2025. Los otros casi seis fueron de trámites, adendas y espera. Si queremos ejecutar la transición solar, tenemos que entender qué ocurrió en ese tiempo. Identifico cinco barreras.
Primera barrera: una garantía de pago que nunca existió
Un inversionista que construye una planta solar de 60 megavatios necesita saber una cosa por encima de todas: que le pagarán por la energía que entregue durante veinte o veinticinco años. En Ecuador, quien compra esa energía son las empresas distribuidoras públicas. Los contratos se firmaron confiando en un fideicomiso que recibiría la recaudación de los clientes finales y pagaría primero a los generadores privados. Ese fideicomiso no funcionó.
La razón es reveladora: el reglamento decía que las distribuidoras «podrán» constituirlo. No estaban obligadas. Y no lo hicieron. Los sindicatos de las distribuidoras se opusieron a que los privados cobraran primero. No existió voluntad política de resolver el problema, ante las críticas de los movimientos políticos de izquierda que se opusieron desde la Asamblea a los intentos de mediante ley dejar sentada la figura del fideicomiso. El propio ministro de Energía Antonio Gonçalves lo resumió en 2024: los contratos «se firmaron con una figura de fideicomiso que se cayó». Recién en 2025 apareció una salida que siempre estuvo a la mano del ejecutivo, que fue emitir el Decreto Ejecutivo 32 que obligó a las distribuidoras a constituir los fideicomisos en seis meses, con prelación de pago para los generadores privados, y el BID otorgó una garantía de liquidez de 77 millones de dólares como respaldo de última instancia para doce proyectos. Villonaco III empezó a construirse poco después. No es una coincidencia. Aun así, en enero de 2026 el Decreto 32, que finalmente hizo obligatorios los fideicomisos, fue impugnado ante la Corte Constitucional a propósito del fideicomiso de la Empresa Eléctrica Riobamba; según la información pública disponible, la demanda sigue pendiente. La garantía de pago se diseñó al final del proceso, cuando debió ser su punto de partida.
Segunda barrera: un sector que no se paga a sí mismo y que tiene que generar infraestructura adicional de conexión
El fideicomiso fracasó por algo más profundo que la oposición sindical. Desde el Mandato Constituyente 15, de 2008, la inversión en generación no se incluye en el cálculo de la tarifa. El resultado es un déficit tarifario estructural: según expertos citados por la prensa, el precio promedio pagado ronda los 10 centavos por kilovatio-hora, frente a unos 14 si se reconociera la inversión. Las distribuidoras, además, arrastran pérdidas por facturación irregular y robo de energía. En ese contexto, pedirles que paguen primero a los privados es pedirles que decidan a quién dejan de pagar. Cualquier fideicomiso que reparta una recaudación insuficiente será siempre frágil. La garantía no es un problema jurídico; es, ante todo, un problema fiscal y tarifario. Y por otro lado están los atrasos en generar la infraestructura de conexión y distribución que los privados necesitan para entregar la energía.
Tercera barrera: reglas que cambian a mitad del camino
Entre la adjudicación de El Aromo, en diciembre de 2020, y la firma de su contrato, en marzo de 2023, pasaron 27 meses. En julio de 2022, el contrato todavía esperaba el cierre transaccional, la revisión de las minutas y el informe de sostenibilidad de riesgos fiscales del Ministerio de Economía. En agosto de ese año, el Decreto Ejecutivo 540 reformó el reglamento eléctrico y dispuso que los contratos de procesos adjudicados, pero no suscritos se modificaran antes de su firma. Es decir, se cambiaron las condiciones después de que los inversionistas ya habían ofertado.
A eso se sumó la inestabilidad política. La muerte cruzada de 2023 interrumpió los procesos y obligó a firmar una adenda al contrato de Villonaco III en enero de 2025. En siete años, estos proyectos han pasado por tres presidentes, varios ministros de Energía y al menos cuatro reformas al marco legal y reglamentario. Para un inversionista que calcula a veinte años, cada cambio es un riesgo adicional que se traduce en un precio más alto o en una decisión de no seguir.
La incertidumbre llegó también desde la Corte Constitucional. En diciembre de 2025, al resolver una demanda presentada en 2021 por un colectivo de sindicatos del sector eléctrico, la Corte declaró inconstitucional la causal que permitía delegar actividades eléctricas al sector privado por razones de «interés público, colectivo o general», por considerarla demasiado amplia frente al principio de excepcionalidad del artículo 316 de la Constitución. La propia Corte tuvo que aclarar semanas después que el fallo no prohíbe la inversión privada, no afecta las concesiones ya otorgadas y mantiene vigente la delegación para energías renovables no convencionales. Pero el episodio deja una lección: pasaron cuatro años entre la demanda y la sentencia, y durante todo ese tiempo una de las bases legales de la inversión privada en el sector eléctrico estuvo en duda.
Esta sentencia no es un accidente: es la consecuencia lógica de nuestra Constitución. La Carta de 2008 define la energía en todas sus formas como un sector estratégico, reserva al Estado su administración, regulación, control y gestión (artículo 313) y solo admite delegar estas actividades a la iniciativa privada «de forma excepcional» (artículo 316). Es decir, el punto de partida constitucional es que el Estado genera, transmite y distribuye la electricidad, y que el inversionista privado entra únicamente por la puerta estrecha de la excepción. Cada proceso de selección, cada contrato y cada fideicomiso tiene que justificar esa excepción, y queda expuesto a ser impugnado por quienes la interpretan de la manera más restrictiva. Ningún mecanismo de garantía, por bien diseñado que esté, elimina por completo ese riesgo. Por eso creo que, a futuro, el país debería revisar este marco. No para privatizar el sector ni para renunciar a la rectoría del Estado, sino para reconocer que, en generación eléctrica, la participación privada no es una excepción sino una necesidad, y que lo estratégico es garantizar el servicio, no decidir quién construye cada central. Soy consciente de que es un camino muy difícil: exigiría una enmienda o una reforma constitucional, con mayorías calificadas en la Asamblea o un referéndum, y en noviembre de 2025 los ecuatorianos rechazaron en las urnas la convocatoria a una Asamblea Constituyente. Pero un debate difícil no es un debate imposible. Mientras no lo demos, cada gobierno seguirá construyendo su política energética sobre una base que la propia Constitución vuelve frágil.
Cuarta barrera: permisos después de adjudicar
En Ecuador se adjudica primero y se tramita después. Seis proyectos del bloque, con 399 megavatios, recibieron sus licencias ambientales recién en octubre de 2024, casi dos años después de la apertura de ofertas. El Aromo debía todavía obtener los permisos de uso de 290 hectáreas de terrenos que pertenecían al propio Estado. La secuencia está invertida: el Estado traslada al inversionista, después de comprometerlo, los riesgos que solo el propio Estado puede resolver con rapidez.
Quinta barrera: un Estado sin sistema de alertas
La quinta barrera es, a mi juicio, la más grave, y no es exclusiva del sector eléctrico. En los tres últimos gobiernos no ha existido un sistema de alertas tempranas para la infraestructura prioritaria. Y no existe porque no hay un plan programático con metas, programas, responsables y plazos que se actualice periódicamente y al que los ciudadanos podamos acceder.
Cuando un proyecto se incluye en el Plan Maestro de Electricidad con fecha de operación en 2022, esa fecha debería convertirse en una meta de gestión: con hitos intermedios —contrato firmado, licencia ambiental obtenida, cierre financiero, inicio de obra—, con una institución responsable de cada uno y con un seguimiento que encienda una alerta en cuanto un hito se retrasa. Nada de eso ocurrió. El fideicomiso que no se constituyó, la licencia que tardó casi dos años, el contrato que esperó 27 meses: cada uno de esos retrasos pudo detectarse a tiempo y corregirse en semanas. En cambio, se acumularon durante años sin que nadie estuviera obligado a dar cuenta de ellos. No es casual que la Contraloría haya encontrado que los planes de operación que el CENACE enviaba al Ministerio de Energía desde 2019 se archivaron sin resultados. La información existía; lo que faltaba era un sistema que obligara a actuar sobre ella.
Quienes hemos estado en la gestión pública sabemos que los problemas de ejecución rara vez son sorpresas: suelen ser visibles meses antes para quien tiene la información. La diferencia está en si existe un sistema que obligue a mirarlos, a decidir y a corregir de inmediato. Que hoy un exviceministro de Electricidad no sepa en qué etapa está la planta solar más grande del país, casi seis años después de su adjudicación, lo confirma. No es un problema de una persona ni de un gobierno: es un problema de gestión pública. Y sin información pública, el retraso no tiene costo político para nadie. Lo que no tiene costo, no se corrige.
El costo, sin embargo, existe, y lo pagamos todos. Las ofertas solares del bloque rondaban los 5 a 7 centavos por kilovatio-hora. Hoy, según el propio ministro de Energía, la generación térmica de emergencia cuesta entre 38 y 44 centavos. Cada megavatio solar que no llegó a tiempo lo estamos reemplazando con energía varias veces más cara, con cortes y con pérdidas que el Banco Central estimó en 1.916 millones de dólares solo por los apagones de 2024.
Cómo ejecutarlo: seis condiciones
Hay señales de aprendizaje. El Decreto 32 y la garantía del BID destrabaron Villonaco III. El recién expedido Decreto Ejecutivo 515 establece que los proyectos renovables del Plan Maestro se impulsarán mediante procesos públicos de selección con contratos de compraventa de energía de largo plazo, y da prioridad a los proyectos renovables con almacenamiento de hasta 100 megavatios. Es un buen paso. Pero, según lo publicado, no resuelve la pregunta de fondo: quién garantiza el pago. Si las próximas licitaciones repiten la secuencia de las anteriores, obtendremos el mismo resultado: adjudicaciones exitosas y megavatios que no llegan. Propongo seis potenciales soluciones.
Primero, la garantía antes de la licitación, y por ley. Un fondo de garantía autónomo, que cubra a toda la cartera y no proyecto por proyecto, financiado con un porcentaje fijo de la facturación del sector y respaldado desde el primer día por la banca multilateral. No es una idea nueva. Argentina lo hizo con su programa RenovAr: el fondo fiduciario FODER actuaba como garante si el administrador del mercado eléctrico no pagaba, y detrás de él una garantía del Banco Mundial por 480 millones de dólares cubría 59 proyectos. La diferencia con nuestro caso no fue el instrumento, sino el momento: allá la garantía formaba parte de la oferta; aquí llegó casi cinco años después de la adjudicación.
Segundo, una ruta gradual para cerrar el déficit tarifario. Sin un sector eléctrico que recupere sus costos, ninguna garantía será sostenible. La corrección debe ser progresiva, focalizada para proteger a los hogares vulnerables y acompañada de un plan para reducir las pérdidas de las distribuidoras.
Tercero, licitar proyectos listos para construir. Que el Estado resuelva antes de convocar la licencia ambiental, el uso del suelo y el punto de conexión a la red. El inversionista debe competir por precio y ejecución, no por su capacidad de esperar.
Cuarto, contratos cerrados desde las bases. El informe de riesgos fiscales del Ministerio de Economía, el modelo de contrato y el mecanismo de pago deben estar aprobados antes de abrir las ofertas. Ninguna reforma posterior debería modificar las condiciones de un proceso ya adjudicado, salvo para acelerarlo.
Quinto, un plan programático con alertas tempranas y acceso ciudadano. Cada proyecto de infraestructura prioritaria debe tener metas, hitos, responsables y plazos, publicados en un tablero que se actualice al menos cada trimestre y que cualquier ciudadano pueda consultar. Cuando un hito se retrase, la alerta debe activar una respuesta inmediata en la instancia de coordinación de más alto nivel del Ejecutivo, no un informe que se archiva. Y los plazos deben tener consecuencias para ambas partes: garantías de cumplimiento y reasignación del proyecto si el adjudicatario no avanza, pero también plazos máximos para las respuestas del Estado, con silencio administrativo positivo.
Sexto, un calendario de licitaciones que sobreviva a los gobiernos. El actual Gobierno prometió 300 megavatios anuales de renovables privadas, pero en 2025 no se firmó ningún contrato nuevo y las licitaciones se trasladaron a 2026. Necesitamos rondas anuales anunciadas con anticipación, con volúmenes y reglas estables, gestionadas por un equipo técnico con continuidad. Los países que lograron transiciones rápidas no lo hicieron con una gran licitación, sino con una secuencia predecible que permitió a los inversionistas planificar.
La lección de estos siete años es terriblemente costosa, pero también esperanzadora. En 2023 se adjudicó la totalidad de las ofertas, todas por debajo del precio techo. El interés existe; el capital existe; las condiciones de generación, también. Lo que faltó fue un Estado capaz de cumplir su parte del contrato y un sistema de gestión capaz de advertir a tiempo que no la estaba cumpliendo.
Si bien las condiciones macroeconómicas y de pago fiscal han mejorado como lo refleja el indicador de riesgo país, Ecuador aún necesita convencer a los inversionistas de que el Estado paga, decide a tiempo, respeta sus propias reglas y corrige cuando algo falla. Esa es la verdadera política energética que tenemos pendiente.
Anexo. 1 Proyectos Adjudicados y estado
| Proyecto | Tecnología | MW | Año de adjudicación u oferta | Situación documentada |
|---|---|---|---|---|
| Villonaco III | Eólica | 112,1 | 2020 | En construcción. Avance de 63,9% en octubre de 2026. Operación prevista para 2027. |
| El Aromo | Solar | 200 | 2020 | Concesión firmada en 2023. Requisitos contractuales pendientes al cierre de 2025; sin construcción confirmada. |
| Conolophus | Solar con baterías | 14,8 | 2021 | Concesión firmada en 2023. Requisitos contractuales pendientes al cierre de 2025. |
| Ambi Solar | Solar | 60 | 2023 | Contrato firmado. Requisitos pendientes en 2025; coordinación de conexión en Ibarra. |
| Intiyana Solar | Solar | 60 | 2023 | Contrato firmado. Requisitos pendientes en 2025; coordinación de conexión en Ibarra. |
| Imbabura Solar | Solar | 60 | 2023 | Contrato firmado. Requisitos pendientes en 2025; causa individual no publicada. |
| Urcuquí | Solar | 60 | 2023 | Contrato firmado. Requisitos pendientes en 2025; obtuvo factibilidad definitiva de conexión en enero de 2025, con trámites posteriores. |
| San Jacinto | Hidroeléctrica | 49,9 | 2023 | Contrato firmado. Requisitos pendientes en 2025; causa individual no publicada. |
| Santa Rosa | Hidroeléctrica | 49,5 | 2023 | Contrato firmado. Requisitos pendientes en 2025; causa individual no publicada. |
| El Rosario | Hidroeléctrica | 49,5 | 2023 | Contrato firmado. Requisitos pendientes en 2025; causa individual no publicada. |
| Ñañapura | Solar | 60 | Oferta 2023 | Pendiente de contrato en el informe ministerial de 2023; situación posterior no confirmada. |
| Yanahurco | Eólica | 44,81 | Oferta 2023 | Pendiente de contrato en 2023; situación posterior no confirmada. |
| Aroma Santo | Solar | 17,6 | Oferta 2023 | Pendiente de contrato en 2023; situación posterior no confirmada. |
Nota editorial y fuentes
Este artículo se elaboró con base en información oficial y de prensa disponible al 22 de octubre de 2026. Las proyecciones y estimaciones se identifican como tales.
- Argumento previo: «Sin usar la energía del sol, nos quemamos», LEAP, 13 de octubre de 2026.
- Procesos públicos de selección de El Aromo y Villonaco II y III iniciados el 28 de agosto de 2019; adjudicación en diciembre de 2020 a Solarpack (El Aromo) y Cobra Zero-E (Villonaco); oferta de El Aromo de 69,35 USD/MWh a 20 años; todos los precalificados por debajo de 70 USD/MWh; operación prevista para finales de 2022. Energías Renovables, 9 de diciembre de 2020; Ministerio de Energía, boletín del 30 de noviembre de 2020.
- Ampliación del Bloque ERNC de 200 a 500 MW. Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables, boletín del 18 de julio de 2021. El boletín no indica cuándo ni bajo qué gobierno se lanzó el bloque original de 200 MW.
- Conolophus: 14,8 MW fotovoltaicos y 40,9 MWh de baterías, USD 63 millones, adjudicado a la Asociación Gran Solar Total Eren. Ministerio de Energía, boletín del 29 de agosto de 2021.
- Apertura de ofertas del Bloque ERNC el 11 de enero de 2023: diez ofertas por 511,31 MW (seis solares, tres hidroeléctricas, una eólica), todas por debajo de los precios techo de la ARCERNNR; solar más baja de 49,876 USD/MWh. Energía Estratégica, 12 de enero de 2023. Adjudicación formal en abril de 2023: pv magazine Latinoamérica, 11 de abril de 2023. Primicias habla de nueve proyectos y Expreso de siete empresas adjudicatarias; la diferencia no está explicada.
- Contrato de El Aromo firmado el 3 de marzo de 2023. Infobae/EFE, 3 de marzo de 2023; Primicias, 23 de junio de 2025. (Una nota de Primicias de 2024 lo fecha en noviembre de 2023; se adopta la fecha de la firma pública.)
- Ocho concesiones firmadas el 21 de noviembre de 2023 (Conolophus, Intiyana, Imbabura, Ambi, Urcuquí, San Jacinto, Santa Rosa y Rosario), unos 430 MW. Primicias, 21 de noviembre de 2023.
- Doce proyectos ERNC por unos 810 MW y USD 1.100 millones; los nueve del Bloque 1 sin contratos de inversión firmados; fideicomiso previsto como facultativo («podrán») en el reglamento; Mandato Constituyente 15 y déficit tarifario (USD 0,10 frente a USD 0,14 por kWh, según expertos); Decreto Ejecutivo 32 y plazo de seis meses para constituir fideicomisos; garantía del BID de USD 77 millones dentro de una línea de USD 140 millones. Primicias, 24 de junio de 2025.
- Villonaco III: avance de 63,90% en octubre de 2026, operación prevista en el tercer trimestre de 2027, inversión de unos USD 231 millones, tarifa de 8,49 centavos por kWh, concesión efectiva el 15 de enero de 2025, inicio de obra el 7 de julio de 2025, adenda por la muerte cruzada; declaraciones del exviceministro Fernando Santos sobre El Aromo; proyectos del bloque que aún no operan. Primicias, 20 de octubre de 2026.
- Declaración del ministro Antonio Gonçalves sobre el fideicomiso «que se cayó»; oposición de los sindicatos de las distribuidoras a la prelación de pagos (Ricardo Buitrón); propuesta del BID en tres etapas. Primicias, 19 de septiembre de 2024.
- Eliminación del artículo de garantías en la reforma energética por la Comisión de Desarrollo Económico; propuesta de Fondo de Garantía de Gabriel Secaira; licencias ambientales a seis proyectos del bloque (399 MW) el 15 de octubre de 2024. Primicias, 17 de octubre de 2024.
- Estado del contrato de El Aromo en julio de 2022: pendiente cierre transaccional, minutas e informe de sostenibilidad de riesgos fiscales del Ministerio de Economía; permisos de uso de 290 hectáreas. Primicias, 25 de julio de 2022.
- Decreto Ejecutivo 540, de 23 de agosto de 2022, que reforma el Reglamento a la LOSPEE y dispone adecuar los contratos adjudicados no suscritos. Pérez Bustamante & Ponce, análisis normativo; texto del decreto publicado por CNEL EP.
- Garantía soberana del BID otorgada el 19 de junio de 2025 para doce proyectos; El Aromo y los proyectos del Bloque 1 sin inicio de construcción a esa fecha. Primicias, 23 de junio de 2025.
- Decreto Ejecutivo 515 (octubre de 2026): procesos públicos de selección con contratos de compraventa de energía de largo plazo para proyectos del Plan Maestro y prioridad para renovables con almacenamiento de hasta 100 MW. Review Energy, 7 de octubre de 2026. La nota no menciona garantías ni fideicomisos.
- Costo de la generación térmica de 38 a 44 centavos por kWh, según el ministro Juan Carlos Blum: Expreso, 30 de septiembre de 2026. Pérdidas de USD 1.916 millones por los apagones de 2024: Banco Central del Ecuador, 15 de abril de 2025. Déficit de unos 1.300 MW en estiaje: Expreso y Primicias, 2026 (ver fuentes del artículo del 13 de octubre).
- RenovAr (Argentina): FODER como garante ante incumplimientos de Cammesa y garantía del BIRF (Banco Mundial) por USD 480 millones a 20 años para 59 proyectos de las rondas 1 y 1.5. Decreto 605/2017; EconoJournal, 4 de agosto de 2017.
- Planes de operación del Cenace enviados al Ministerio de Energía desde enero de 2019 y archivados sin resultados. Contraloría General del Estado, examen especial al Plan de Expansión de la Generación 2019-2023, reportado por Primicias, 9 de septiembre de 2024.
- Promesa de 300 MW anuales de renovables privadas, ausencia de contratos nuevos en 2025 y licitaciones anunciadas para 2026. Lupa Media, 18 de mayo de 2026.
- Sentencia 112-21-IN/25 de la Corte Constitucional, de 11 de diciembre de 2025 (juez ponente Richard Ortiz): demanda presentada el 1 de diciembre de 2021 por Jorge Patricio Tenesaca Rodas, presidente de la Red de Trabajadores de la Industria Eléctrica del Ecuador (ENLACE), contra la Ley Orgánica Reformatoria de la LOSPEE (Registro Oficial 452, 14 de mayo de 2021); se declaró inconstitucional el numeral 1 del artículo 25 de la LOSPEE. Aclaración de la Corte Constitucional, comunicado del 11 de enero de 2026.
- Demanda de la asambleísta Patricia Núñez contra el Decreto Ejecutivo 32, presentada el 28 de enero de 2026 a propósito del fideicomiso de la Empresa Eléctrica Riobamba; admitida a trámite, jueza Claudia Salgado, con pedido de medidas cautelares. La Prensa (Riobamba), 2 de febrero de 2026. No se localizó una resolución posterior.
- Resolución ARCERNNR-008/2024 (11 de junio de 2024): las distribuidoras «podrán» constituir fideicomisos y se fija la prelación de pagos a favor de la generación privada. Radio Pichincha, 27 de junio de 2024.
- Constitución de la República del Ecuador (2008): artículo 313 (sectores estratégicos, incluida «la energía en todas sus formas»), artículo 316 (delegación a la iniciativa privada «de forma excepcional»), artículos 441 y 442 (enmienda y reforma parcial).
- Referéndum del 16 de noviembre de 2025: el «No» se impuso en las cuatro preguntas, incluida la convocatoria a una Asamblea Constituyente. Resultados definitivos proclamados por el CNE; El Diario, 1 de diciembre de 2025.
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