Ciencia y Educación
(L-ISSN: 2790-8402 E-ISSN: 2707-3378)
Vol. 7 No. 3.1
Edición Especial III del 2026
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ELASTICIDAD-PRECIO DE LA DEMANDA ELÉCTRICA EN ECUADOR:
EVIDENCIA ECONOMÉTRICA PARA EL PERÍODO 2015-2024
PRICE ELASTICITY OF ELECTRICITY DEMAND IN ECUADOR:
ECONOMETRIC EVIDENCE FOR THE PERIOD 2015-2024
Autores: ¹Luis Guillermo Cabrera Montiel, ²Enrique Joel Arango Lozano y ³Gorki Aguirre
Torres.
¹ORCID ID: https://orcid.org/0009-0003-1357-8987
²ORCID ID: https://orcid.org/0009-0006-9078-9026
³ORCID ID: https://orcid.org/0000-0002-8812-3093
¹E-mail de contacto: lcabrera@uteg.edu.ec
²E-mail de contacto: earagon@uteg.edu.ec
³E-mail de contacto: gaguirre@uteg.edu.ec
Afiliación:
1*2*3*
Universidad Tecnológica Empresarial de Guayaquil, (Ecuador).
Artículo recibido: 7 de abrildel 2026
Artículo revisado: 8 de Abril del 2026
Artículo aprobado: 10 de Abril del 2026
¹Economista con mención en Economía Internacional y Gestión de Comercio Exterior, graduado de la Universidad de Guayaquil,
(Ecuador). Magíster en Finanzas y Proyectos Corporativos, graduado de la Universidad de Guayaquil, (Ecuador). Actualmente cursa el
Doctorado en Ciencias Económicas en la Universidad de Investigación e Innovación de México, (México). Docente a tiempo completo
en la Universidad Tecnológica Empresarial de Guayaquil,(Ecuador).
²Economista, egresado de la Universidad de Guayaquil, (Ecuador). Abogado, egresado de la Universidad Estatal de Milagro, (Ecuador).
Magíster en Economía y Gestión Estratégica de Empresas, graduado de la Facultad Latinoamericana de Ciencias Sociales, Flacso,
(Ecuador). Magíster en Administración de Empresas , graduado del Centro de Estudios Financieros de la Universidad a Distancia de
Madrid, (España). Actualmente cursa el Doctorado en Ciencias Económicas, Empresas y Jurídicas en la Universidad de Almería (España).
Docente a tiempo completo en la Universidad Tecnológica Empresarial de Guayaquil, (Ecuador).
³Doctor en Turismo, Viajes y Ocio, graduado de la Universidad Tecnológica Empresarial de Guayaquil, (Ecuador).
Resumen
El presente artículo examina la elasticidad-
precio de la demanda eléctrica agregada en
Ecuador para el período 2015-2024 mediante
un modelo econométrico log-log construido
con información oficial del sector eléctrico. La
investigación se desarrolló bajo un enfoque
cuantitativo, con diseño no experimental,
alcance explicativo y corte longitudinal. La
variable dependiente fue la energía facturada
anual, mientras que la variable explicativa
principal correspondió al precio medio de la
energía facturada. Con el propósito de capturar
la dinámica estructural del consumo y los
efectos coyunturales sobre la demanda, se
incorporaron una tendencia temporal y una
variable dicotómica para el año 2020. Los
resultados muestran que el coeficiente asociado
al precio presentó el signo negativo esperado
por la teoría microeconómica, con una
elasticidad estimada de -0,1701, lo que sugiere
un comportamiento inelástico de la demanda;
sin embargo, dicho coeficiente no resultó
estadísticamente significativo. En contraste, la
tendencia temporal fue positiva y altamente
significativa, mientras que el año 2020 registró
un efecto contractivo relevante. El modelo
alcanzó un R² de 0,9572 y no mostró evidencia
de autocorrelación positiva. Se concluye que la
demanda eléctrica agregada en Ecuador estuvo
explicada principalmente por factores
estructurales de crecimiento y por choques
extraordinarios, más que por el precio medio
facturado como mecanismo aislado de ajuste.
El estudio aporta evidencia econométrica
inicial sobre el comportamiento de la demanda
eléctrica en un sistema regulado, hidro
dependiente y expuesto a vulnerabilidades
recientes en la seguridad energética.
Palabras clave: Demanda eléctrica,
Elasticidad, Econometría, Sector eléctrico,
Política energética.
Abstract
This article examines the price elasticity of
aggregate electricity demand in Ecuador for the
period 2015–2024 using a log-log econometric
model constructed with official data from the
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electricity sector. The research was conducted
using a quantitative approach, with a non-
experimental, explanatory, and longitudinal
design. The dependent variable was annual
billed energy, while the main explanatory
variable was the average price of billed energy.
To capture the structural dynamics of
consumption and the cyclical effects on
demand, a time trend and a dichotomous
variable were incorporated for the year 2020.
The results show that the coefficient associated
with price had the negative sign expected by
microeconomic theory, with an estimated
elasticity of -0.1701, suggesting inelastic
demand; however, this coefficient was not
statistically significant. In contrast, the time
trend was positive and highly significant, while
the year 2020 registered a relevant
contractionary effect. The model achieved an
R² of 0.9572 and showed no evidence of
positive autocorrelation. It is concluded that
aggregate electricity demand in Ecuador was
primarily explained by structural growth
factors and extraordinary shocks, rather than by
the average billed price as an isolated
adjustment mechanism. This study provides
initial econometric evidence on the behavior of
electricity demand in a regulated, hydro-
dependent system exposed to recent energy
security vulnerabilities.
Keywords: Electricity demand, Elasticity,
Econometrics, Electricity sector, Energy
policy.
Sumário
Este artigo examina a elasticidade-preço da
demanda agregada de eletricidade no Equador
para o período de 2015 a 2024, utilizando um
modelo econométrico log-log construído com
dados oficiais do setor elétrico. A pesquisa foi
conduzida utilizando uma abordagem
quantitativa, com um delineamento não
experimental, explicativo e longitudinal. A
variável dependente foi a energia faturada
anualmente, enquanto a principal variável
explicativa foi o preço médio da energia
faturada. Para capturar a dinâmica estrutural do
consumo e os efeitos cíclicos sobre a demanda,
uma tendência temporal e uma variável
dicotômica foram incorporadas para o ano de
2020. Os resultados mostram que o coeficiente
associado ao preço apresentou o sinal negativo
esperado pela teoria microeconômica, com uma
elasticidade estimada de -0,1701, sugerindo
demanda inelástica; contudo, esse coeficiente
não foi estatisticamente significativo. Em
contrapartida, a tendência temporal foi positiva
e altamente significativa, enquanto o ano de
2020 registrou um relevante efeito
contracionista. O modelo alcançou um R² de
0,9572 e não apresentou evidências de
autocorrelação positiva. Conclui-se que a
demanda agregada de eletricidade no Equador
foi explicada principalmente por fatores de
crescimento estrutural e choques
extraordinários, e não pelo preço médio
faturado como um mecanismo de ajuste isolado.
Este estudo fornece evidências econométricas
iniciais sobre o comportamento da demanda de
eletricidade em um sistema regulado e
dependente de energia hidrelétrica, exposto a
vulnerabilidades recentes na segurança
energética.
Palavras-chave: Demanda de eletricidade,
Elasticidade, Econometria, Setor elétrico,
Política energética.
Introducción
La demanda eléctrica constituye una variable
estratégica para la economía de la energía, ya
que su comportamiento incide directamente en
la planificación de la oferta, el diseño tarifario,
la sostenibilidad financiera del sistema y la
seguridad del abastecimiento. En la literatura
internacional, la estimación de elasticidades de
demanda ha permitido demostrar que la
electricidad suele comportarse como un bien de
respuesta limitada frente al precio,
particularmente en mercados regulados, con
alto peso de subsidios o con escasas
posibilidades de sustitución inmediata. Los
estudios de síntesis más influyentes han
mostrado que la elasticidad-precio de la energía,
y en especial de la electricidad, tiende a ser
inelástica en el corto plazo y más heterogénea
en horizontes largos, dependiendo del país, el
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tipo de consumidor, la metodología empleada y
el grado de regulación del mercado (Espey y
Espey, 2004; Labandeira et al., 2017; Mubiinzi
et al., 2024; Zhu et al., 2018).
La evidencia empírica reciente confirma,
además, que la demanda eléctrica no responde
únicamente al precio. En economías
desarrolladas y emergentes, la trayectoria del
consumo depende también del crecimiento
estructural, de la actividad económica, de los
cambios tecnológicos, de los hábitos de
consumo, de la composición sectorial y de la
ocurrencia de shocks extraordinarios. Estudios
para Europa, el Golfo y otros sistemas
regulados han encontrado elasticidades-precio
reducidas en valor absoluto, lo que refuerza la
idea de una demanda relativamente rígida,
especialmente cuando la electricidad es un
servicio esencial y cuando las señales tarifarias
no se transmiten plenamente a todos los
usuarios finales (Atalla y Hunt, 2016;
Csereklyei, 2020; Filippini et al., 2018; Pellini,
2021).
En América Latina y, de forma particular, en
Ecuador, esta discusión adquiere una relevancia
adicional debido a la estructura del sistema
eléctrico. El caso ecuatoriano se caracteriza por
una fuerte dependencia hidroeléctrica y por una
trayectoria de planificación donde la expansión
de la generación ha convivido con riesgos
climáticos, restricciones operativas y
necesidades crecientes de resiliencia del
sistema. La literatura reciente sobre Ecuador
muestra que la hidroelectricidad ha sido central
en la descarbonización del sector eléctrico, pero
también que la elevada dependencia de esta
fuente incrementa la vulnerabilidad frente a la
variabilidad climática y a la incertidumbre
hidrológica de largo plazo (Carvajal et al., 2019;
Godoy et al., 2025; Naranjo et al., 2023;
Oscullo et al., 2024; Peña et al., 2025). Esta
problemática se volvió especialmente visible en
los últimos años. La documentación oficial del
sector eléctrico ecuatoriano muestra que entre el
período 2015 la energía facturada por las
distribuidoras pasó de 18.942,59 GWh a
22.992,80 GWh, mientras que el precio medio
de la energía facturada osciló en un rango
estrecho entre 9,20 y 9,86 cUSD/kWh. Esta
combinación de crecimiento del consumo y
variación moderada del precio sugiere, desde
una primera lectura, una demanda agregada con
baja sensibilidad a la señal tarifaria observada
(Agencia de Regulación y Control de
Electricidad, 2025).
Al mismo tiempo, la coyuntura reciente del
sistema energético ecuatoriano ha puesto en
evidencia que el comportamiento de la demanda
no puede interpretarse únicamente desde la
lógica precio-cantidad. La crisis eléctrica
observada en 2024, en un contexto de alta
exposición hidroeléctrica y restricciones del
sistema, mostró que los problemas de
abastecimiento, transmisión y confiabilidad
pueden alterar la trayectoria del consumo y la
operación sectorial con independencia relativa
del precio medio facturado. Esto obliga a
examinar la demanda eléctrica desde una
perspectiva más amplia, donde el precio es
relevante, pero no necesariamente dominante en
la explicación del consumo agregado (Godoy et
al., 2025; Peña et al., 2025).
A pesar de la abundante literatura internacional
sobre elasticidades de demanda eléctrica, la
evidencia econométrica específica para
Ecuador sigue siendo limitada. Una parte
importante de los estudios recientes se ha
concentrado en escenarios de generación,
descarbonización, hidroelectricidad,
almacenamiento y planificación energética,
mientras que la estimación directa de la
elasticidad-precio de la demanda eléctrica
agregada, utilizando datos oficiales
homogéneos del sector, ha recibido menor
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atención. En consecuencia, persiste una brecha
empírica en torno a la sensibilidad real del
consumo eléctrico ecuatoriano frente al precio
medio observado (Carvajal et al., 2019; Naranjo
et al., 2023; Oscullo et al., 2024).
En ese contexto, el presente artículo estima la
elasticidad-precio de la demanda eléctrica
agregada en Ecuador para el período 2015-2024
mediante un modelo econométrico log-log
construido con información oficial del sector
eléctrico. La variable dependiente corresponde
a la energía facturada anual y la variable
explicativa principal al precio medio de la
energía facturada. Con el fin de capturar de
forma más realista la dinámica observada, la
especificación incorpora una tendencia
temporal y una variable dicotómica para el año
2020, entendido como un choque extraordinario
sobre la trayectoria del consumo. El aporte del
estudio consiste en ofrecer una estimación
replicable y metodológicamente transparente
que permite evaluar si la demanda agregada del
sistema eléctrico ecuatoriano ha respondido al
precio medio facturado o si, por el contrario, ha
estado explicada principalmente por factores
estructurales y perturbaciones coyunturales.
De forma complementaria, y sin alterar la
especificación principal del estudio, se
considera el año 2025 como una extensión
exploratoria. Esta ampliación no integra el
modelo base, debido a que la comparabilidad
anual completa del precio medio observado aún
no es homogénea respecto a la serie 2015-2024.
No obstante, su consideración resulta pertinente
como tendencia reciente del sistema,
especialmente por la modificación tarifaria
oficial introducida mediante la Resolución
ARCONEL-006/25, que ajustó tarifas para
segmentos de medio y alto voltaje a partir del
segundo semestre de 2025. En consecuencia, el
análisis central del artículo se mantiene en
2015-2024, mientras que 2025 se interpreta
como una referencia exploratoria de
continuidad y cambio en la estructura tarifaria
reciente (Agencia de Regulación y Control de
Electricidad, 2025).
La literatura sobre demanda eléctrica ha
mostrado de manera consistente que la
electricidad presenta una respuesta al precio
generalmente negativa, aunque de magnitud
heterogénea según el horizonte temporal, el tipo
de consumidor, el nivel de agregación de los
datos y la estructura institucional de cada
sistema eléctrico. Las revisiones de literatura y
los estudios de síntesis más influyentes
coinciden en que la elasticidad-precio de la
electricidad suele ser reducida en el corto plazo
y más variable en horizontes largos, lo que
refuerza la idea de una demanda
predominantemente inelástica en contextos
donde la electricidad constituye un bien
esencial y con escasas posibilidades de
sustitución inmediata (Espey y Espey, 2004;
Labandeira et al., 2017; Mubiinzi et al., 2024;
Zhu et al., 2018). Esta evidencia ha contribuido
a consolidar la elasticidad eléctrica como una
herramienta analítica clave para la planificación
energética, el diseño tarifario y la evaluación de
políticas públicas.
Más allá de las revisiones globales, la evidencia
empírica aplicada a distintas regiones y países
confirma que la magnitud de la elasticidad
depende de la configuración institucional y
económica de cada mercado. En Estados
Unidos, Burke y Abayasekara (2018) muestran
que la sensibilidad de la demanda eléctrica al
precio depende del tipo de análisis y del nivel
de desagregación utilizado. En Europa,
Csereklyei (2020) encuentra que la demanda
residencial y la industrial presentan respuestas
diferenciadas, con mayor sensibilidad en la
industria que en los hogares. En la misma línea,
Pellini (2021) evidencia que el tratamiento de
quiebres estructurales y observaciones atípicas
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altera de forma importante la robustez de las
elasticidades estimadas. Otros estudios
subrayan que los hábitos de consumo, las
decisiones Inter temporales y la regulación
tarifaria también modifican la interpretación del
coeficiente precio, especialmente en sistemas
donde la señal de mercado no se transmite
plenamente a los usuarios finales (Atalla y
Hunt, 2016; Blázquez et al., 2013; Filippini et
al., 2018; Krishnamurthy y Kriström, 2015).
La discusión adquiere aún mayor relevancia en
los países de ingreso medio, donde la demanda
eléctrica se desarrolla en contextos marcados
por crecimiento económico, expansión de la
cobertura, subsidios, heterogeneidad tarifaria y
limitaciones de infraestructura. En este grupo de
economías, la literatura muestra que la
elasticidad-precio agregada suele ser baja y
relativamente estable, mientras que variables
como ingreso, producto o cambios estructurales
pueden desempeñar un papel explicativo más
fuerte. Asimismo, varios estudios han
demostrado que la respuesta de la demanda no
es uniforme entre sectores, de modo que los
consumidores residenciales, industriales y de
servicios exhiben comportamientos distintos
frente al precio y frente a los shocks
macroeconómicos o tecnológicos (Arisoy y
Ozturk, 2014; Bernard et al., 2011; Chang et al.,
2014; Dilaver & Hunt, 2011; Filippini y
Pachauri, 2004; Halicioglu, 2007;
Hondroyiannis, 2004; Jamil y Ahmad, 2011;
Liddle y Hasanov, 2022; Lim et al., 2014;
Narayan y Smyth, 2005).
En el caso ecuatoriano, el comportamiento de la
demanda eléctrica no puede analizarse al
margen de la configuración del sistema
energético nacional. La literatura reciente
destaca que Ecuador mantiene una elevada
dependencia de la hidroelectricidad, condición
que ha contribuido a la descarbonización
relativa del sector, pero que también ha
incrementado la vulnerabilidad frente a la
variabilidad climática, los cambios hidrológicos
y las restricciones operativas del sistema.
Carvajal et al. (2019) muestran que la expansión
hidroeléctrica del país ha estado asociada a
incertidumbres importantes en términos
climáticos y de seguridad de abastecimiento. En
una línea similar, Naranjo et al. (2023)
advierten que el cambio climático puede afectar
de manera sustantiva el desempeño futuro de la
generación hidroeléctrica en Ecuador.
Por su parte, Oscullo et al. (2024) señalan que
el almacenamiento energético constituye un
componente estratégico para reducir la
exposición del sistema a episodios de escasez,
mientras que Godoy et al. (2025) y Peña et al.
(2025) refuerzan la necesidad de fortalecer la
planificación y la confiabilidad del sistema
eléctrico ecuatoriano ante escenarios de mayor
complejidad operativa. Esta literatura resulta
especialmente relevante para el presente estudio
porque demuestra que, en Ecuador, la evolución
de la demanda eléctrica se inserta en un sistema
regulado, hidro dependiente y expuesto a
choques recientes en la seguridad energética. En
consecuencia, la sensibilidad del consumo al
precio no debe interpretarse como un
mecanismo aislado, sino como parte de una
dinámica más amplia en la que convergen
regulación tarifaria, expansión estructural del
servicio, restricciones de oferta, vulnerabilidad
climática y episodios de crisis eléctrica.
Desde esta perspectiva, la estimación de la
elasticidad-precio de la demanda eléctrica
agregada en Ecuador requiere reconocer que el
precio puede ser una variable relevante, pero no
necesariamente la dominante en la explicación
del consumo observado. A pesar de la
abundancia de estudios internacionales sobre
elasticidad de la demanda eléctrica y del
creciente interés académico por el sistema
energético ecuatoriano, la evidencia
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específicamente orientada a cuantificar la
elasticidad-precio de la demanda eléctrica
agregada en Ecuador sigue siendo limitada. Una
parte importante de la producción científica
reciente para el país se ha concentrado en
escenarios de generación, vulnerabilidad
hidroeléctrica, almacenamiento energético,
confiabilidad del sistema y planificación
sectorial, mientras que el vínculo entre energía
facturada y precio medio observado no ha sido
suficientemente examinado mediante una
especificación econométrica explícita y con
datos oficiales homogéneos del sector eléctrico.
Esta brecha es relevante porque, en el contexto
ecuatoriano, la discusión pública suele vincular
ajustes tarifarios, crisis energética y
comportamiento del consumo sin contar
siempre con evidencia empírica suficiente sobre
la sensibilidad real de la demanda frente al
precio. En ese marco, el presente artículo tiene
como objetivo contribuir a la literatura
mediante una estimación econométrica de la
demanda eléctrica agregada en Ecuador para el
período 2015-2024, utilizando información
oficial de energía facturada y precio medio de la
energía facturada. El aporte del estudio no
consiste únicamente en calcular un coeficiente
de elasticidad, sino en interpretar dicho
coeficiente dentro de una realidad sectorial
caracterizada por crecimiento estructural del
consumo, rigidez regulatoria y tensiones
recientes en la seguridad del sistema eléctrico.
Materiales y Métodos
La investigación se desarrolló bajo un enfoque
cuantitativo, con diseño no experimental, de
alcance explicativo y corte longitudinal. El
propósito fue estimar la elasticidad-precio de la
demanda eléctrica en Ecuador a partir de
información oficial correspondiente al período
2015-2024. La elección de este horizonte
temporal respondió a la disponibilidad de una
serie homogénea y comparable de energía
facturada y precio medio de la energía
facturada, lo que permitió construir una
especificación econométrica consistente con la
teoría microeconómica de la demanda. El
estudio se concentró en el comportamiento
agregado anual de la demanda eléctrica
facturada a consumidores regulados,
considerando que este indicador representa de
manera más precisa el consumo efectivamente
demandado dentro del servicio público de
energía eléctrica. En términos analíticos, la
investigación partió del supuesto de que la
demanda de electricidad, como bien necesario y
regulado, presenta una sensibilidad limitada
frente a variaciones del precio, por lo que su
respuesta debía examinarse en conjunto con
factores estructurales y coyunturales.
La base empírica del estudio se construyó a
partir de información oficial publicada por la
Agencia de Regulación y Control de
Electricidad del Ecuador (ARCONEL),
específicamente del compendio estadístico
anual y multianual del sector eléctrico. De esta
fuente se extrajo la serie nacional
correspondiente a la energía facturada por las
distribuidoras y al precio medio de la energía
facturada para el período 2015-2024.
Adicionalmente, se utilizaron bases de apoyo
derivadas de los registros consolidados del
sector para verificar consistencia y organizar los
insumos para el procesamiento econométrico en
R. La unidad temporal de análisis fue anual.
La muestra final quedó conformada por diez
observaciones, una por cada año comprendido
entre 2015-2024. Aunque se exploró una
extensión para 2025, esta no fue incorporada al
modelo principal debido a que su valor de
precio requería una aproximación proxy
construida a partir de ajustes tarifarios parciales,
lo cual comprometía la comparabilidad estricta
con la serie observada del período base. En
consecuencia, el artículo adopta como
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especificación principal la serie 2015-2024 y
reserva 2025 como extensión exploratoria para
análisis complementarios. La variable
dependiente del modelo fue la energía facturada
anual, expresada en gigavatios-hora (GWh),
utilizada como aproximación de la cantidad
demandada de electricidad. Esta variable se
denotó como Qₜ. La variable explicativa
principal fue el precio medio de la energía
facturada, expresado en centavos de dólar por
kilovatio-hora, denotado como Pₜ. Ambas
variables fueron transformadas a logaritmos
naturales con el fin de estimar directamente la
elasticidad-precio de la demanda. Junto con
estas variables principales, se incorporaron dos
controles. El primero fue una tendencia
temporal lineal, incluida para capturar la
evolución estructural creciente del consumo
eléctrico en el país. El segundo fue una variable
dicotómica para el año 2020, con valor de uno
para dicho período y cero en los demás años,
con el objetivo de aislar el efecto de un choque
extraordinario sobre la demanda.
Tabla 1. Serie oficial y transformación de variables del modelo. Período 2015-2024
Período
Energía facturada (GWh)
Precio medio (cUSD/kWh)
ln(Qₜ)
ln(Pₜ)
2015
18942,59
9,49
9,8492
2,2502
2016
18897,42
9,86
9,8468
2,2885
2017
19427,55
9,79
9,8744
2,2814
2018
20000,62
9,28
9,9035
2,2279
2019
20479,65
9,31
9,9272
2,2311
2020
20095,49
9,21
9,9083
2,2203
2021
21248,4
9,24
9,9640
2,2235
2022
22120,69
9,2
10,0043
2,2192
2023
23639,55
9,3
10,0707
2,2300
2024
22992,8
9,49
10,0429
2,2502
Fuente: Elaboración propia
Las variables finales utilizadas en la estimación
fueron las siguientes: ln (Qₜ), correspondiente al
logaritmo natural de la energía facturada anual;
ln(Pₜ), definido como el logaritmo natural del
precio medio de la energía facturada; tendenciaₜ,
representada por una secuencia temporal lineal;
y D₂₀₂₀, una variable dicotómica construida
específicamente para el año 2020.La
elasticidad-precio de la demanda eléctrica se
estimó mediante un modelo log-log por
mínimos cuadrados ordinarios. En una primera
etapa, la especificación consideró una relación
bivariada simple entre demanda y precio. Sin
embargo, con el propósito de fortalecer la
capacidad explicativa del modelo y evitar una
interpretación parcial del comportamiento de la
demanda, se adoptó como especificación
principal la siguiente ecuación: ln(Qₜ) = α + β
ln(Pₜ) + γ tendenciaₜ + δD₂₀₂₀ + εₜ.. En esta
formulación, α representa el intercepto; β
corresponde a la elasticidad-precio de la
demanda; γ mide el efecto de la tendencia
temporal; δ captura el impacto específico del
año 2020; y εₜ representa el término de error. La
elección de la forma log-log se justifica porque
permite interpretar directamente el coeficiente
del precio como una elasticidad. En este
contexto, un valor negativo de β indicaría que
incrementos en el precio medio se asocian con
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reducciones en la cantidad demandada, en
concordancia con la teoría microeconómica.
Del mismo modo, un valor absoluto inferior a
uno sería consistente con una demanda
inelástica, rasgo habitual en bienes esenciales o
altamente regulados. La estimación se realizó
en el software R, a partir de una base de datos
previamente consolidada y depurada.
El procedimiento incluyó la organización de la
serie oficial, la transformación logarítmica de
las variables principales, la construcción de la
tendencia temporal y la creación de la variable
dicotómica correspondiente al año 2020. Una
vez definida la especificación, el modelo fue
estimado mediante mínimos cuadrados
ordinarios. Posteriormente, se evaluó la
consistencia básica del ajuste a través del
coeficiente de determinación, el coeficiente de
determinación ajustado y la significancia global
del estadístico F. Para examinar la posible
presencia de autocorrelación en los residuos, se
aplicó la prueba de Durbin-Watson. Como
contraste complementario, también se
calcularon errores estándar robustos tipo HC1.
No obstante, debido al tamaño reducido de la
muestra y a la elevada influencia de la
observación correspondiente al año 2020,
dichos errores robustos se utilizaron únicamente
como una verificación adicional y no como
criterio exclusivo de inferencia.
Asimismo, se revisaron medidas de influencia y
apalancamiento, en particular la distancia de
Cook y los valores hat, con el fin de identificar
observaciones atípicas o excesivamente
influyentes dentro de la estimación. Este
análisis permitió confirmar que el año 2020
constituía un punto de alta influencia, lo cual
resulta coherente con la justificación teórica y
empírica de tratarlo mediante una variable
dicotómica específica. La interpretación de los
resultados se desarrolló en tres niveles
complementarios. En primer lugar, se examinó
el signo, la magnitud y la significancia del
coeficiente asociado al precio medio, con el
objetivo de determinar si la demanda eléctrica
agregada respondía en la dirección prevista por
la teoría. En segundo lugar, se evaluó la
relevancia de la tendencia temporal como
manifestación de una trayectoria estructural de
crecimiento del consumo eléctrico. En tercer
lugar, se analizó el efecto de la dummy de 2020
como evidencia de una perturbación
extraordinaria sobre la demanda anual.
Esta estrategia permitió evitar una lectura
reduccionista del fenómeno, al reconocer que la
demanda eléctrica agregada en un mercado
regulado no depende exclusivamente del precio,
sino también de factores estructurales,
institucionales y coyunturales que deben
incorporarse al análisis para alcanzar una
interpretación más sólida y completa. El estudio
se sustentó en criterios de rigor científico
orientados a la transparencia, la replicabilidad y
la coherencia metodológica. En primer lugar, la
investigación empleó exclusivamente datos
oficiales del sector eléctrico ecuatoriano.
En segundo lugar, la especificación
econométrica fue consistente con la teoría de la
demanda y con la naturaleza del mercado
eléctrico regulado. En tercer lugar, el
procesamiento de la información y la
estimación se realizaron en un entorno
reproducible. No obstante, el estudio presenta
limitaciones que deben reconocerse de manera
explícita. La principal radica en el tamaño
reducido de la muestra anual, lo que restringe la
potencia estadística de algunas inferencias.
Además, la ausencia de una serie homogénea y
completa para variables adicionales, como el
ingreso agregado, la actividad económica
sectorial o los precios desagregados por tipo de
consumidor, limita la posibilidad de plantear
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una especificación más amplia. Finalmente,
aunque se exploró la incorporación del año
2025, esta observación no fue incluida en el
modelo principal por razones de
comparabilidad metodológica. En
consecuencia, los resultados deben interpretarse
como evidencia econométrica agregada de
carácter inicial, útil para identificar patrones
generales en el comportamiento de la demanda
eléctrica en Ecuador, pero susceptible de ser
ampliada en futuras investigaciones mediante
series de mayor frecuencia o bases de datos
desagregadas por empresa, segmento de
consumo o estructura tarifaria.
Resultados y Discusión
El análisis descriptivo de la serie oficial del
período 2015-2024 evidencia que la demanda
eléctrica facturada en Ecuador mantuvo una
trayectoria general creciente a lo largo del
período, aunque con fluctuaciones puntuales
asociadas a eventos coyunturales. En promedio,
la energía facturada alcanzó 20.784,48 GWh,
con un valor mínimo de 18.897,42 GWh y un
máximo de 23.639,55 GWh, lo que confirma
una expansión relevante del consumo eléctrico
agregado en el país durante la última década
analizada. Por su parte, el precio medio de la
energía facturada registró una media de 9,417
cUSD/kWh, con un rango relativamente
estrecho entre 9,20 y 9,86 cUSD/kWh, lo que
refleja una variación limitada del precio medio
dentro de un esquema tarifario regulado.
Desde una perspectiva temporal, la serie de
demanda muestra una tendencia ascendente
entre 2015 y 2023, interrumpida únicamente por
una reducción en 2020 y una corrección en 2024
respecto del máximo observado en 2023. Este
comportamiento sugiere que, aun bajo un
entorno de regulación tarifaria, el consumo
agregado respondió principalmente a factores
estructurales de crecimiento, más que a
oscilaciones intensas del precio medio. En
cambio, la trayectoria del precio medio presenta
un comportamiento más estable, con un nivel
relativamente elevado entre 2015 y 2017, una
reducción entre 2018 y 2022, y una
recuperación gradual hacia 2024.
Tabla 2. Estadísticos Descriptivos. Período
2015-2024
Variable
Media
Desviación
estándar
Mínim
o
Máxi
mo
Energía facturada
(GWh)
20784,
48
1666,86
18897,
42
23639,
55
Precio medio
(cUSD/kWh)
9,42
0,24
9,20
9,86
ln_q
9,94
0,08
9,85
10,07
ln_p
2,24
0,03
2,22
2,29
Fuente: Elaboración propia
Figura 1. Evolución del precio medio de la
energía facturada en ecuador, período 2015-
2024
Fuente: Elaboración propia
La estabilidad relativa del precio medio
observada en la Figura 1 refuerza la idea de que
la demanda eléctrica agregada pudo haber
estado más condicionada por determinantes
estructurales que por cambios discretos en el
precio medio facturado. Esta primera evidencia
descriptiva resulta consistente con la naturaleza
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de la electricidad como servicio esencial y con
la presencia de mecanismos regulatorios y
subsidios que amortiguan la respuesta de los
consumidores ante variaciones tarifarias.
La inspección gráfica de la relación entre precio
medio y energía facturada muestra una
pendiente negativa, coherente con la predicción
microeconómica convencional según la cual
aumentos en el precio tienden a reducir la
cantidad demandada. Sin embargo, la
dispersión de los puntos también evidencia que
dicha relación no es linealmente fuerte en
términos agregados y anuales. En otras
palabras, aunque la dirección del vínculo es la
esperada, la asociación simple entre ambas
variables no parece suficiente para explicar por
sí sola el comportamiento de la demanda
eléctrica en Ecuador.
Figura 2. Relación entre precio medio y energía
facturada en ecuador, período 2015-2024
Fuente: Elaboración propia
La nube de puntos y la recta de ajuste en la
Figura 2 sugieren que existe una relación
inversa, pero con un nivel importante de
dispersión. Esto anticipa que un modelo
bivariado simple puede capturar el signo
esperado del coeficiente precio, aunque con
capacidad limitada para explicar la dinámica
total de la demanda. En consecuencia, se
justifica la incorporación de variables
adicionales que representen factores
estructurales y coyunturales, particularmente la
tendencia temporal y el choque de 2020.
La especificación principal del estudio estimó la
demanda eléctrica agregada mediante un
modelo log-log con tendencia temporal y una
variable dicotómica para 2020. Esta
formulación permitió evaluar simultáneamente
el efecto del precio medio, la trayectoria
estructural del consumo y una perturbación
específica asociada al año 2020. Los resultados
indican que el coeficiente del logaritmo del
precio medio fue -0,1701, lo que implica que un
aumento del 1% en el precio medio de la energía
facturada se asociaría, en promedio, con una
reducción aproximada del 0,17 % en la
demanda eléctrica facturada. Aunque el signo
del coeficiente es consistente con la teoría
económica, su nivel de significancia estadística
fue insuficiente en la estimación principal, lo
que impide afirmar que el precio medio haya
sido un determinante estadísticamente robusto
de la variación de la demanda agregada durante
el período analizado.
En contraste, la variable de tendencia temporal
presentó un coeficiente de 0,0245, positivo y
altamente significativo. Este resultado confirma
la existencia de una trayectoria estructural
creciente del consumo eléctrico, equivalente a
una expansión aproximada del 2,45 % anual en
términos logarítmicos. Desde una perspectiva
económica, este hallazgo sugiere que la
evolución de la demanda eléctrica en Ecuador
respondió principalmente a factores de
crecimiento de largo plazo, como la expansión
del número de usuarios, la profundización del
acceso al servicio y la mayor intensidad de uso
de la electricidad en hogares y actividades
productivas. Por su parte, la variable dicotómica
asociada al año 2020 registró un coeficiente de
-0,0521, lo que indica una reducción cercana al
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5,2 % respecto de la trayectoria esperada. Este
resultado confirma la presencia de un choque
adverso significativo sobre la demanda eléctrica
agregada durante ese año, lo cual resulta
coherente con una alteración coyuntural del
patrón de consumo nacional.
Tabla 3. Resultados del modelo econométrico
principal de demanda eléctrica en ecuador.
Período 2015-2024
Variable
Coeficiente
Error
estándar
t_value
p_value
Intercepto
10,19078
0,764269
13,33402
1,1E-05
ln_precio
-0,17009
0,336852
-0,50495
0,631597
Tendencia
0,024536
0,002654
9,244256
9,05E-05
Dummy
2020
-0,05209
0,022391
-2,3262
0,058946
Fuente: Elaboración propia
El modelo principal alcanzó un R² de 0,9572 y
un R² ajustado de 0,9357, lo que indica una
elevada capacidad explicativa sobre la
evolución de la demanda eléctrica agregada.
Asimismo, el estadístico F resultó globalmente
significativo (p = 0,0001692), confirmando que
el conjunto de regresores incluidos en la
especificación contribuye de manera sustantiva
a explicar la variable dependiente. En cuanto a
la estructura de los residuos, la prueba de
Durbin-Watson arrojó un valor de 2,2539, con
un p-valor de 0,4159, por lo que no se encontró
evidencia de autocorrelación positiva. Este
resultado fortalece la validez básica del ajuste
econométrico y permite interpretar los
coeficientes con mayor confianza dentro de las
limitaciones propias de una muestra anual
reducida. Como verificación complementaria,
se estimaron errores estándar robustos tipo
HC1. Bajo esta corrección, la tendencia
temporal mantuvo una significancia elevada y
la dummy de 2020 reforzó su relevancia
estadística, mientras que el coeficiente del
precio continuó siendo no significativo. Esta
consistencia entre la estimación convencional y
la verificación robusta respalda la conclusión
principal del estudio: la demanda eléctrica
agregada anual en Ecuador estuvo explicada
sobre todo por una tendencia estructural de
crecimiento y por una perturbación
extraordinaria en 2020, más que por el precio
medio facturado.
Tabla 4. Indicadores de ajuste y diagnóstico.
Período 2015-2024
R²
R²
ajustado
Estadístico
F
gl
1
gl
2
DW
p-valor
DW
0,957
2
0,9357
44,6850
3
6
2,253
9
0,4159
Fuente: Elaboración propia
En conjunto, los resultados permiten identificar
tres hallazgos centrales. Primero, la elasticidad-
precio estimada presenta el signo negativo
esperado, lo que sugiere una demanda eléctrica
de carácter inelástico; sin embargo, dicho efecto
no resulta estadísticamente significativo en la
especificación principal. Segundo, la
trayectoria temporal del consumo constituye el
factor más robusto y consistente del modelo, lo
que evidencia una expansión estructural del uso
de la electricidad en el país. Tercero, el año 2020
aparece como una ruptura relevante en la serie,
con un efecto contractivo claro sobre la
demanda.
Estos hallazgos indican que, en el caso
ecuatoriano, la demanda eléctrica agregada
anual no puede interpretarse exclusivamente a
partir del comportamiento del precio medio. Por
el contrario, su dinámica parece estar
condicionada por factores estructurales y
coyunturales que exceden el mecanismo precio-
cantidad de una especificación bivariada
simple. En consecuencia, la evidencia empírica
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sugiere que el precio, aunque teóricamente
importante, no operó como el principal
determinante observable del consumo eléctrico
agregado durante el período 2015-2024.
Tabla 5. Generación eléctrica en ecuador por fuente. Período 2015-2024
Fuente
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
Capacidad total
6.6
7.8
7.6
8.2
8.3
8.3
8.3
8.4
8.4
8.5
Nuclear
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
Combustibles fósiles
4.0
3.1
2.9
3.0
3.0
3.0
3.0
3.0
3.0
3.0
Energías renovables
2.6
4.6
4.7
5.3
5.3
5.3
5.3
5.4
5.4
5.5
Energía hidroeléctrica
2.4
4.4
4.5
5.1
5.1
5.1
5.1
5.2
5.2
5.2
Energías renovables no hidroeléctricas
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.3
0.3
Energía geotérmica
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
Mareas y olas
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
Energía solar
(s)
(s)
(s)
(s)
(s)
(s)
(s)
(s)
(s)
(s)
Viento
(s)
(s)
(s)
(s)
(s)
(s)
(s)
(s)
(s)
(s)
Fuente: Elaboración propia
Discusión
Los resultados obtenidos permiten sostener que
la demanda eléctrica agregada en Ecuador, para
el período 2015-2024, respondió de forma más
consistente a una trayectoria estructural de
crecimiento y a choques extraordinarios que a
variaciones del precio medio facturado. Esta
evidencia es coherente con la literatura
internacional, que ha mostrado que la demanda
eléctrica suele comportarse como una demanda
de baja elasticidad-precio, especialmente en
mercados regulados y en contextos donde la
electricidad constituye un bien esencial con
escasas posibilidades de sustitución inmediata
(Espey y Espey, 2004; Labandeira et al., 2017;
Mubiinzi et al., 2024; Zhu et al., 2018).
En este marco, el signo negativo estimado para
la elasticidad-precio resulta consistente con la
teoría microeconómica, pero su falta de
significancia estadística sugiere que, en el
agregado nacional anual, la variación del precio
medio no fue el principal determinante
observable del comportamiento de la demanda.
Este hallazgo adquiere especial relevancia
cuando se interpreta a la luz de la estructura del
sistema eléctrico ecuatoriano. Ecuador ha
mantenido una fuerte dependencia de la
generación hidroeléctrica, y esa configuración
ha incrementado la exposición del sistema
frente a sequías prolongadas, variabilidad
hidrológica y restricciones operativas del
parque de generación. La literatura reciente
sobre el país ha advertido precisamente que la
expansión hidroeléctrica, aunque funcional para
la descarbonización relativa del sistema,
también ha elevado la vulnerabilidad frente a
escenarios de estrés climático e incertidumbre
de abastecimiento (Carvajal et al., 2019;
Naranjo et al., 2023).
En consecuencia, la dinámica reciente del sector
eléctrico no puede explicarse únicamente a
partir de la interacción entre precio y cantidad,
sino también desde debilidades estructurales en
la oferta, necesidades de respaldo térmico,
limitaciones de transmisión y requerimientos de
inversión para sostener la confiabilidad del
sistema. La planificación oficial del sector
eléctrico ecuatoriano evidencia, además, una
distribución territorial de centrales y proyectos
que confirma la fuerte estructuración espacial
del sistema y la relevancia persistente de la
hidroelectricidad dentro de la matriz nacional.
En particular, la localización de las principales
centrales de generación muestra una
concentración significativa en zonas de la Sierra
y de la vertiente amazónica, lo que refuerza la
dependencia del país respecto de recursos
hídricos y de infraestructuras estratégicamente
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localizadas. De acuerdo con el Plan Maestro de
Electricidad 2018-2027, esta configuración
territorial refleja el peso histórico de la
generación hidroeléctrica y la orientación de la
expansión del sistema en función de la
disponibilidad de recursos y de la planificación
sectorial nacional (Ministerio de Energía y
Recursos Naturales No Renovables, 2019).
La evolución reciente de la capacidad instalada
en Ecuador también refuerza la necesidad de
interpretar la demanda eléctrica dentro de la
estructura de oferta del sistema. Entre el período
2015-2024 se observa una expansión de la
capacidad total, junto con una persistencia del
peso de la hidroelectricidad dentro de la matriz
de generación. Esta configuración confirma que
la dinámica del sector no depende únicamente
del precio medio facturado y de la demanda
agregada, sino también de la composición
tecnológica y de la resiliencia de la oferta
eléctrica, especialmente en un sistema con alta
dependencia de recursos hídricos y limitada
diversificación relativa.
En esa línea, los resultados expresados en la
tabla 5, refuerzan la idea de que el precio medio
facturado, por sí solo, no captura la complejidad
del comportamiento eléctrico ecuatoriano. En
mercados competitivos, una elasticidad-precio
negativa y estadísticamente robusta suele
expresar un ajuste relativamente directo entre
precio y consumo. Sin embargo, en el caso
ecuatoriano, la regulación tarifaria, los
subsidios residenciales y la naturaleza
indispensable del servicio limitan la capacidad
de los consumidores para modificar su demanda
de manera inmediata y proporcional ante
variaciones del precio. Esta lectura es
consistente con la evidencia comparada para
sistemas regulados o con subsidios, donde las
elasticidades-precio residenciales y agregadas
tienden a ser reducidas en valor absoluto (Atalla
y Hunt, 2016; Csereklyei, 2020; Filippini et al.,
2018; Pellini, 2021). Por ello, la elasticidad
estimada en este estudio, aunque negativa, se
mantuvo reducida en magnitud y sin
significancia estadística, lo que sugiere una
demanda agregada predominantemente
inelástica. La significancia de la tendencia
temporal constituye probablemente el hallazgo
más sólido del estudio.
El coeficiente positivo y altamente significativo
indica que, más allá de las oscilaciones del
precio, la demanda eléctrica siguió una senda
creciente en el largo plazo. Este resultado puede
asociarse al aumento del número de usuarios, a
la expansión del acceso al servicio, al
crecimiento de la actividad económica en varios
años del período y a una mayor electrificación
de procesos productivos y domésticos. En otras
palabras, la dinámica estructural del sistema
eléctrico ecuatoriano parece haber estado
impulsada por una expansión tendencial del
consumo, más que por ajustes intensos
inducidos por el precio medio. Esta
interpretación coincide con la literatura que
subraya el peso de los factores estructurales y
del crecimiento económico sobre la demanda
eléctrica en economías de ingreso medio
(Dilaver y Hunt, 2011; Jamil y Ahmad, 2011;
Narayan y Smyth, 2005).
El coeficiente negativo asociado a la dummy de
2020 también aporta una lectura relevante. La
contracción estimada para ese año confirma la
presencia de una ruptura temporal en la
trayectoria del consumo. Desde la perspectiva
económica, este resultado refleja que la
demanda agregada de electricidad en Ecuador sí
fue sensible a perturbaciones extraordinarias
que alteraron la actividad social y productiva.
Este tipo de respuesta es consistente con la
literatura sobre demanda de energía en
economías donde los choques
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macroeconómicos, sanitarios o productivos
modifican el patrón de consumo con mayor
intensidad que las propias señales de precios,
particularmente cuando la estructura del sistema
limita ajustes rápidos por parte de hogares y
empresas (Hondroyiannis, 2004; Jamil y
Ahmad, 2011).
La lectura del modelo adquiere todavía mayor
profundidad cuando se relaciona con la crisis
energética observada en Ecuador en 2024. Los
episodios de racionamiento y los problemas de
continuidad del servicio evidenciaron que la
seguridad eléctrica nacional depende no solo
del equilibrio entre demanda y precio, sino
también de la resiliencia del sistema de
generación y transmisión. La literatura reciente
para Ecuador ha advertido que el
almacenamiento energético, la planificación de
la expansión y la confiabilidad operativa son
factores decisivos para reducir la vulnerabilidad
del sistema ante eventos extremos y
restricciones de oferta (Godoy et al., 2025;
Oscullo Lala et al., 2024; Peña et al., 2025). En
este sentido, la experiencia reciente mostró que,
en contextos de escasez o fragilidad operativa,
los consumidores no necesariamente ajustan su
consumo porque el precio aumente, sino porque
la disponibilidad efectiva de energía se restringe
o porque la continuidad del servicio se ve
afectada.
Desde esta perspectiva, los resultados empíricos
del presente estudio adquieren una lectura
estructural. La evolución de la demanda
eléctrica en Ecuador entre período 2015-2024
no puede entenderse como una simple relación
entre precio y cantidad, sino como el reflejo de
un sistema altamente regulado, con demanda
rígida y con restricciones severas en el lado de
la oferta. En otras palabras, el comportamiento
del consumo agregado observado en la década
analizada parece estar más condicionado por la
expansión tendencial del sistema, por shocks
coyunturales y por la fragilidad operativa del
sector, que por el precio medio facturado como
mecanismo autónomo de ajuste. Esto también
ayuda a interpretar por qué la elasticidad-precio
no resultó significativa. En sistemas eléctricos
con fuerte dependencia hidroeléctrica y limitada
flexibilidad operativa, la señal de precios puede
perder capacidad explicativa frente a variables
más directamente asociadas con la seguridad de
abastecimiento, la hidrología, la infraestructura
disponible y la gestión técnica del sistema.
Por ello, el resultado empírico del presente
estudio no debe interpretarse como una
refutación de la teoría de la demanda, sino como
evidencia de que, en el caso ecuatoriano, el
precio es una variable necesaria pero
insuficiente para explicar el comportamiento
agregado del consumo eléctrico. En términos de
política pública, los hallazgos sugieren que una
estrategia enfocada exclusivamente en ajustes
tarifarios tendría efectos limitados sobre la
demanda agregada, especialmente en el corto
plazo. Si la demanda es inelástica y está
dominada por componentes estructurales, el
fortalecimiento del sistema requiere medidas
más amplias: diversificación de la matriz
energética, expansión y mantenimiento del
parque térmico de respaldo, inversiones en
transmisión, mejora de la gestión de embalses y
aceleración de proyectos que reduzcan la
exposición del país a eventos climáticos
extremos.
Desde esta óptica, la discusión sobre
sostenibilidad del sistema eléctrico ecuatoriano
debe desplazarse desde una visión centrada
únicamente en tarifas hacia una agenda más
integral de resiliencia, suficiencia y
planificación de largo plazo. Finalmente, estos
resultados deben leerse también a la luz de las
limitaciones del estudio. La muestra anual es
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reducida, el modelo utiliza un precio medio
agregado y no incorpora todavía variables como
ingreso, producto interno bruto, estructura
sectorial del consumo o hidrología. No
obstante, aun con esas restricciones, la
estimación aporta una conclusión relevante: en
Ecuador, durante el período 2015-2024, la
demanda eléctrica agregada mostró una
respuesta negativa pero débil al precio, mientras
que la tendencia temporal y los shocks
extraordinarios explicaron una parte sustantiva
de su comportamiento. Este hallazgo constituye
una base útil para futuras investigaciones con
frecuencia mensual, desagregación por
distribuidora o incorporación de variables
climáticas y macroeconómicas.
Conclusiones
La evidencia econométrica obtenida indica que
la demanda eléctrica agregada en Ecuador
presentó, durante el período 2015-2024, una
trayectoria estructural creciente y una respuesta
negativa, aunque estadísticamente débil, frente
al precio medio facturado. En el período
analizado, la energía facturada registró una
media de 20.784,48 GWh, con un mínimo de
18.897,42 GWh en 2016 y un máximo de
23.639,55 GWh en 2023, mientras que el precio
medio de la energía facturada presentó una
media de 9,417 cUSD/kWh, dentro de un rango
relativamente estrecho entre 9,20 y 9,86
cUSD/kWh. Esta combinación de crecimiento
del consumo y baja variación del precio ya
sugiere una demanda agregada relativamente
rígida, consistente con la naturaleza esencial y
regulada del servicio eléctrico.
En términos econométricos, el coeficiente
estimado para el precio fue de -0,1701, lo que
implica que un incremento de 1% en el precio
medio se asociaría, en promedio, con una
reducción aproximada de 0,17 % en la demanda
eléctrica facturada. Aunque el signo negativo es
coherente con la teoría microeconómica de la
demanda, el coeficiente no resultó
estadísticamente significativo (p = 0,6316), por
lo que no puede sostenerse que el precio medio
haya sido el factor dominante en la explicación
del consumo agregado eléctrico ecuatoriano. En
consecuencia, la evidencia apunta a una
demanda de carácter inelástico, pero cuya
sensibilidad al precio no fue suficientemente
robusta en el plano estadístico.
El resultado más sólido del modelo fue la
tendencia temporal, cuyo coeficiente alcanzó
0,0245 y resultó altamente significativo (p <
0,001). Este hallazgo sugiere una trayectoria
creciente del consumo eléctrico del orden de
2,45 % anual en términos logarítmicos, lo que
confirma que la dinámica de la demanda
agregada respondió principalmente a factores
estructurales de expansión. Desde una
perspectiva económica, ello indica que el
comportamiento del consumo eléctrico en
Ecuador estuvo más vinculado al crecimiento
del sistema, al incremento del número de
usuarios y a una mayor electrificación de
actividades productivas y domésticas que a la
señal del precio medio observado.
Asimismo, la variable dicotómica
correspondiente a 2020 registró un coeficiente
de -0,0521, equivalente a una contracción
aproximada de 5,2 % respecto de la trayectoria
esperada. Este resultado confirma la presencia
de un choque extraordinario sobre el consumo y
refuerza la idea de que la demanda eléctrica
agregada fue más sensible a perturbaciones
coyunturales que a variaciones moderadas del
precio medio. De este modo, la combinación de
una tendencia estructural positiva con un efecto
negativo puntual en 2020 permite caracterizar
una demanda que, aun creciendo en el largo
plazo, permanece expuesta a rupturas derivadas
de eventos excepcionales. La calidad global del
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ajuste fortalece la validez del modelo estimado.
El coeficiente de determinación alcanzó un
valor de 0,9572, con un R² ajustado de 0,9357,
mientras que el estadístico F = 44,685 resultó
globalmente significativo (p = 0,0001692). A su
vez, la prueba de Durbin-Watson arrojó un valor
de 2,2539, sin evidencia de autocorrelación
positiva.
En términos sustantivos, puede concluirse que
la demanda eléctrica agregada en Ecuador entre
el período 2015-2024 presentó un
comportamiento predominantemente inelástico
y estructuralmente condicionado por factores de
crecimiento y por choques extraordinarios, más
que por el precio medio facturado como
mecanismo aislado de ajuste. Esta conclusión
resulta especialmente relevante en un contexto
como el ecuatoriano, caracterizado por
regulación tarifaria, subsidios y
vulnerabilidades recientes en el sistema
energético. Desde la perspectiva de política
pública, los hallazgos sugieren que los ajustes
tarifarios, por sí solos, tendrían una capacidad
limitada para modificar la demanda eléctrica
agregada en el corto plazo.
Si la elasticidad-precio es baja y
estadísticamente débil, entonces la gestión del
sector debe orientarse con mayor énfasis hacia
la planificación estructural, la diversificación de
la matriz energética, el fortalecimiento de la
infraestructura de transmisión y la reducción de
la vulnerabilidad frente a choques operativos y
climáticos. En ese sentido, la sostenibilidad del
sistema eléctrico ecuatoriano parece depender
menos de la señal de precios y más de la
capacidad institucional y técnica para garantizar
continuidad, resiliencia y suficiencia
energética. El estudio deja abierta una agenda
de investigación futura. La incorporación de
variables como producto interno bruto, ingreso,
hidrología, consumo sectorial y precios
desagregados por tipo de usuario permitiría
profundizar la comprensión de la demanda
eléctrica en Ecuador. Asimismo, el uso de series
de mayor frecuencia temporal o bases por
distribuidora podría mejorar la potencia
estadística de la estimación. Aun con estas
limitaciones, el artículo aporta evidencia
econométrica agregada, sistemática y
sustentada en datos oficiales sobre la demanda
eléctrica ecuatoriana, útil para comprender su
evolución reciente y para orientar futuras
investigaciones y decisiones de política pública.
Referencias Bibliográficas
Agencia de Regulación y Control de
Electricidad. (2024). Informe Nro. INF-
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