Fecha: marzo 4, 2026

La actividad de fusiones y adquisiciones (M&A) en América Latina ha mantenido a la energía entre sus sectores más dinámicos. Diversos análisis de 2024–2025 coinciden en ello. A continuación, ciertos datos:

1. El upstream petrolero y gasífero en la región alcanzó aproximadamente USD 8,3 mil millones en M&A durante el 2024 (casi 48% por encima del total de 2023, excluyendo megadeals globales) *1

2. En el 2024, la energía se ubica de forma consistente entre los sectores más activos en la región, impulsado por transición energética, necesidades de infraestructura y reposicionamiento de portafolios. *2

3. A ello se suma la evidencia en financiamiento de infraestructura, ya que se reportó un incremento anual de más de 20% en capital desplegado en 2024 en Latinoamérica, con energía como eje del pipeline. *3

En síntesis, la tesis de inversión es clara: la energía —en sus vertientes eléctrica, hidrocarburos y renovables— es uno de los espacios más relevantes para M&A en la región, por liquidez, visibilidad de flujos y urgencia de expansión.

Con ese telón de fondo regional, Ecuador enfrenta un desafío y una oportunidad domésticos: ampliar su capacidad de generación y transmisión para acompañar una población en aumento y un parque industrial que crece. Los racionamientos del último año forman parte del contexto, pero el tema central es de planeación y ejecución: cómo convertir la demanda en proyectos bancables y energía entregable en barras específicas. En ese marco, las recientes reformas del Decreto Ejecutivo 32 al Reglamento General a la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica y al Reglamento de Operaciones de Gas Natural buscan alinear regulación, financiamiento y competencia para acelerar la expansión.

A continuación, se detallan las claves regulatorias pro-inversión que regula el Decreto 32 con respecto a la generación y la transmisión:

• Ingreso ordenado de nuevos proyectos

o Proyectos menores a 10 MW: se flexibiliza su incorporación, incluso cuando no estén expresamente contemplados en el Plan Maestro de Electricidad (PME), bajo esquemas regulados (precio/tarifa preferente) o no preferentes, fomentando generación distribuida. Para ciudades en expansión y polos industriales, este segmento puede aliviar cuellos de botella sin esperar largos plazos de transmisión.

o Proyectos entre 10 y 100 MW: se habilita la delegación con aprobación técnica y financiera, priorizando soluciones con almacenamiento y mejoras de interconexión. Esta banda es crucial para parques industriales, zonas logísticas y demanda creciente.

o Proyectos mayores a 100 MW: se mantienen Procesos Públicos de Selección (PPS) centralizados, donde la compatibilidad con el PME, la capacidad de ejecución y los criterios de interés público ordenan la competencia.

• Competencia y originación privada: equilibrio entre celeridad y transparencia

o La figura de “proponente inicial” bajo un esquema tipo Swiss Challenge reconoce el valor de la iniciativa privada para identificar oportunidades (por ejemplo, refuerzos de transmisión o soluciones de generación con almacenamiento) y protege el interés público con competencia y posibilidad de mejora de ofertas.

• Bancabilidad y seguridad jurídica para el financiamiento

o Opción de ceder el título habilitante al financiador en eventos de incumplimiento, sin crear obligaciones fiscales y garantías de pago mediante fideicomisos de recaudación en distribuidoras con prelación a acreencias del sector.

o Esto reduce el riesgo percibido por banca y mercados de capital y, en consecuencia, el costo del capital de proyectos. En la práctica, la señal es clara: el flujo de caja sectorial se disciplina para honrar contratos de suministro, contrato de venta de energía (PPA) y concesiones de transmisión.

La expansión industrial no solo demanda megavatios; exige megavatios entregables en barras específicas, con confiabilidad y perfiles de potencia acordes a procesos productivos. En transmisión, los PPS con competencia sobre el Ingreso Anual Esperado alinean incentivos de inversión y eficiencia operativa. Desde la óptica regulatoria, el desafío es doble:

• Acelerar los permisos, servidumbres y licenciamientos ambientales con reglas claras que mantengan estándares de protección sin paralizar proyectos.
• Incorporar en los títulos habilitantes mecanismos de ajuste por variaciones cambiarias/inflación y estándares de desempeño (disponibilidad, pérdidas, tiempos de reposición) que protejan al usuario y hagan financiables los activos.

La reforma también aborda el suministro de gas natural como combustible de transición. El aseguramiento regulatorio de licencias de importación durante la vigencia de los títulos habilitantes reduce un riesgo crítico de abastecimiento para térmicas a gas. En un país con alta hidrología, contar con respaldo térmico eficiente y despachable es una póliza contra sequías y un factor del crecimiento industrial que opera en horarios pico y demanda firme.

Se refuerzan las herramientas de monitoreo y respuesta del operador y del regulador: evaluaciones periódicas de seguridad de suministro, alertas tempranas y facultades para medidas técnicas, comerciales y regulatorias cuando se proyecten déficits. Esto va más allá de atender racionamientos puntuales; es una arquitectura de gestión de riesgo que debe integrarse con el PME, incorporando escenarios de crecimiento económico, expansión urbana y electrificación de procesos industriales y transporte.

Distribución, comercialización y alumbrado público: eficiencia al final de la cadena

• Fideicomisos de recaudación y prelación de pagos en distribuidoras: medidas clave para cortar la reproducción de morosidad.
• Alumbrado público: la transición a tecnologías LED y soluciones solares, con posibilidad de autogeneración, libera capacidad, reduce pérdidas y moderniza la calidad del servicio, todo ello alineado con los objetivos del PME y con la política de eficiencia energética.

Cómo pasar del papel a los MW:

• Programación integral: los proyectos fuera del PME deben demostrar compatibilidad con sus objetivos y no generar costos sistémicos desproporcionados (por ejemplo, congestión en nodos críticos).
• Señales económicas adecuadas: los precios preferentes para pequeños y medianos proyectos deben balancear costos nivelados, ubicación, almacenamiento y externalidades, evitando subsidios cruzados implícitos que distorsionen la expansión óptima.
• Prioridad a cuellos de botella: el PME debe identificar y actualizar, con mayor frecuencia, corredores críticos de transmisión y nodos industriales emergentes. Un calendario vinculante de hitos y PPS creíbles mejora la coordinación público-privada.
• Gobernanza y capacidad institucional: ARCONEL, el Ministerio de Ambiente y Energía y MAATE necesitan protocolos expeditos y criterios técnicos publicados para licenciamientos, modificaciones contractuales y activación de medidas excepcionales. La transparencia reduce litigios y mejora la bancabilidad.

Un marco que integra planificación (PME), competencia (PPS y Swiss Challenge), bancabilidad (fideicomisos, cesión al financiador) y resiliencia (almacenamiento y respaldo a gas) no solo evita interrupciones; habilita el crecimiento económico. La industria, desde alimentos hasta metalmecánica y data centers, requiere energía firme y predecible. Cada subestación reforzada y cada línea en servicio acorta la brecha entre la estrategia de desarrollo y su factibilidad energética.

Riesgos y salvaguardas

• Ejecución en plazos: el calendario para implementar fideicomisos y procesos secundarios es ambicioso. La demora erosiona la confianza y encarece el financiamiento.
• Diseño de precios y cargos: un “precio preferente” mal calibrado puede desalentar inversiones o cargar en exceso al usuario final. Se recomienda consultas públicas técnicas y publicación de metodologías.
• Coordinación interinstitucional: licencias ambientales, servidumbres y planificación territorial deben converger con el PME. La falta de alineación se traduce en litigios y sobrecostos.

Las reformas introducidas por el Decreto Ejecutivo 32 avanzan en la dirección correcta; abren canales para incorporar nueva generación, en especial distribuida y con almacenamiento, fortalecen la transmisión mediante procesos competitivos y mejoran la bancabilidad sectorial con garantías de pago y cesión a financistas. Integradas al Plan Maestro de Electricidad, estas medidas pueden acompañar el crecimiento poblacional e industrial con energía suficiente, confiable y sostenible. Sin embargo, aún falta mucho por hacer: acelerar la regulación secundaria, ejecutar los fideicomisos sin dilaciones, convocar PPS con cronogramas vinculantes, robustecer la capacidad institucional y ajustar señales económicas con datos del PME. El reto no es solo evitar apagones, sino construir —con reglas claras y financiamiento seguro— la capacidad de generación y transmisión que un Ecuador en expansión exige.

*1   https://www.bloomberglinea.com/2024/06/16/fusiones-y-adquisiciones-siguen-lentas-en-latam-pero-estos-sectores-pueden-cambiar-la-tendencia/

*2   https://www.deloitte.com/latam/es/services/financial-advisory/perspectives/fusiones-y-adquisiciones-en-latinoamerica.html

*3  https://www.pwc.com/gx/en/services/deals/trends/energy-utilities-resources.html