Más de 170 empresas deben generar su propia energía ante el déficit eléctrico de Ecuador

Las industrias de alto voltaje consumen hasta 250 MW y tienen hasta diciembre de 2026 para autogenerar electricidad. La medida puede aliviar al sistema, pero también revela el costo creciente de una crisis que se traslada al sector privado.

“Prendan sus generadores”. La frase puede sonar como una instrucción operativa para enfrentar una emergencia. Pero, en el caso de Ecuador, describe algo mucho más profundo: una transformación silenciosa de la forma en que funciona el sistema eléctrico.

Cuando una economía depende de que sus empresas produzcan por su cuenta la electricidad que necesitan para seguir operando, el problema ya no es únicamente que pueda haber apagones. El problema es que la continuidad del suministro empieza a depender de la capacidad de cada actor para pagar por su propio respaldo.

Eso es lo que está ocurriendo con las 171 empresas conectadas a los segmentos de alto voltaje. El Gobierno de Daniel Noboa les exige acelerar la implementación de sistemas de autogeneración para reducir la presión sobre un sistema eléctrico que todavía arrastra un déficit cercano a los 1.300 Megavatios (MW).

El plazo vence el 15 de diciembre de 2026. La obligación está contemplada en el Decreto Ejecutivo 32, publicado en el Registro Oficial el 15 de junio de 2025. La norma dio 18 meses a los clientes regulados de alto voltaje que no contaban con sistemas de generación para implementar alternativas destinadas a cubrir su propia demanda.

A menos de cinco meses de que termine ese plazo, el Gobierno activó un seguimiento mensual. Las empresas deberán demostrar si ya tienen generación propia, si están construyendo sus proyectos o si todavía se encuentran en la etapa de planificación.

Pero detrás de esta obligación hay una pregunta más grande: ¿Cuánto le está costando realmente al país una nueva arquitectura energética en la que cada empresa debe protegerse como puede?

El costo de no quedarse sin luz en Ecuador

La generación propia no es gratuita. Una central hidroeléctrica puede requerir una inversión de entre $1 millón y $1,5 millones por cada MW de capacidad instalada. En el caso de la generación fotovoltaica, la inversión aproximada es de $600.000 por MW.

A eso se suman estudios, construcción, equipos, conexión y sistemas de evacuación de la energía. Un proyecto hidroeléctrico puede tardar entre tres y cuatro años desde los estudios hasta su entrada en operación, según Roberto Ponce, ingeniero eléctrico.

Por eso, una empresa que haya elegido esta alternativa difícilmente puede completar todo el proceso en los 18 meses establecidos por el Decreto 32.

La generación solar puede instalarse con mayor rapidez, pero también requiere estudios y obras de conexión. Además, su producción depende de la disponibilidad de radiación solar y no ofrece una generación constante durante todo el día.

El caso de Novacero muestra la magnitud del esfuerzo. La empresa anunció una inversión de $180 millones para construir dos minicentrales hidroeléctricas.

En otras palabras, para evitar que una fábrica se detenga, las empresas deben asumir inversiones que pueden llegar a decenas o cientos de millones de dólares.

Y cuando no tienen una planta propia, la alternativa puede ser utilizar generadores térmicos, generalmente asociados al consumo de combustibles.

Ahí aparece el costo invisible de la crisis. Empresas que operan con diésel o sistemas de respaldo enfrentan mayores costos de producción.

Eso puede traducirse en menor competitividad, presión sobre los márgenes y mayores precios. También hay un efecto macroeconómico. Un mayor consumo de combustibles puede aumentar la demanda de divisas y generar presión adicional sobre la economía. La crisis, entonces, no desaparece. Se redistribuye.

171 empresas de alto voltaje consumen más de 250 MW de electricidad por hora en Ecuador

El número de empresas obligadas es reducido frente al universo total de usuarios de electricidad. Pero su peso sobre el sistema es considerable. 167 empresas están en el segmento Alto Voltaje 1 (AV1), que agrupa a los usuarios conectados a niveles superiores a 40 kilovoltios (kV) y hasta 138 kV.

Allí se encuentran cementeras y diversas industrias, incluidas varias ubicadas en el sector industrial de Durán, en Guayas.

Las otras cuatro empresas están en Alto Voltaje 2 (AV2), el segmento de mayores consumidores. Allí se encuentran las mineras Lundin Gold y Ecuacorriente, y las acereras Novacero y Adelca. Estas cuatro empresas demandan en conjunto alrededor de 230 a 250 MW, una cantidad equivalente a cerca del 6% de la demanda promedio nacional, que bordea los 4.200 MW.

Para el Gobierno, la lógica es directa: si los grandes consumidores generan una mayor proporción de la electricidad que necesitan, el Sistema Nacional Interconectado tendrá que atender una menor demanda.

Además, en períodos de escasez o cortes de luz, el operador estatal Cenace puede desconectar a estas empresas. Si generan excedentes, estos podrían ser entregados a la red nacional.

El objetivo es liberar energía para el resto del sistema. Pero la medida también evidencia una realidad: el sistema central no tiene suficiente capacidad para garantizar el suministro continuo a todos los usuarios y, por eso, las empresas con mayor capacidad financiera deben asumir parte de la solución.

¿Cuántas de las 171 empresas ya tienen su propia generación eléctrica? El Gobierno empezará a medirlo cada mes

Todavía no existe un dato oficial consolidado que permita afirmar cuántas de las 171 empresas ya cumplieron completamente con la obligación de autogenerar su demanda.

La información disponible muestra que, en el segmento AV1, alrededor de la mitad de las 167 empresas ya contaba con generadores propios. Eso equivale a unas 83 o 84 compañías. Pero el dato debe leerse con cuidado.

La mayoría de esos equipos eran generadores de respaldo para situaciones de emergencia. Tener un generador no significa necesariamente contar con un sistema de autogeneración capaz de cubrir de manera permanente la demanda de una industria.

En el segmento AV2, Lundin Gold ya contaba con capacidad de generación propia de hasta 11 MW para una demanda de 17 MW a diciembre de 2024. Además, firmó el pasado 8 de junio de 2026 un contrato de compra de energía con Barka Capital y su central hidroeléctrica Hidroquest, ubicada en Morona Santiago, para abastecer sus operaciones con electricidad de origen renovable durante los próximos cinco años.

Ecuacorriente, operadora de la mina Mirador, tenía una demanda de alrededor de 83 MW y no contaba con una planta propia en la información disponible a esa fecha.

Plasticaucho, dueña de la marca de zapatos Venus, invirtó en una pequeña hidroeléctrica.

Adelca demanda cerca de 90 MW, mientras Novacero requiere alrededor de 38 MW. En la zona de distribución de Centrosur, tres empresas de alto voltaje registraban avances de entre 50% y 55% en sus proyectos de autogeneración a marzo de 2026. El proceso, por tanto, ya está en marcha, pero no todas las empresas avanzan al mismo ritmo.

El Gobierno convierte la obligación en un seguimiento mensual. El Viceministerio de Electricidad y Energía Renovable ordenó a las distribuidoras notificar formalmente a todos sus clientes regulados de alto voltaje sobre la obligación.

Las empresas distribuidoras tienen un plazo máximo de 15 días para realizar esa comunicación y entregar un catastro actualizado. El registro deberá mostrar qué empresas:

• Ya tienen sistemas de autogeneración.
• Están construyendo sus proyectos.
• Todavía se encuentran en fase de planificación.

Además, cada industria deberá presentar un cronograma con los principales hitos de su proyecto. Esa información deberá ser enviada mensualmente al Viceministerio para verificar si los avances permiten llegar al 15 de diciembre de 2026. El Gobierno busca que la obligación no quede en una declaración general y se convierta en un proceso verificable.

La autogeneración reduce el riesgo de apagones en Ecuador, pero traslada el costo a las empresas

Luis Miguel García Aragón, consultor y especialista en desarrollo de negocios, resume el cambio con una frase: “Prendan sus generadores”.

El problema, sostiene, es que esa solución puede crear una trampa narrativa. Si no hay apagones visibles, puede instalarse la idea de que el sistema eléctrico funcionó.

Pero una parte de esos apagones pudo haber sido evitada porque las empresas utilizaron sus propios generadores. La diferencia es importante. No es lo mismo que el sistema eléctrico garantice el suministro a que una empresa pueda evitar el corte porque tiene capacidad para pagar su propio respaldo.

La consecuencia es una nueva distribución de costos. Las grandes empresas pueden invertir en plantas propias o comprar combustibles para mantener la producción.

Las pequeñas empresas y los hogares, en cambio, tienen menos capacidad para hacerlo. Así, la autogeneración puede profundizar una desigualdad energética: no todos los actores tienen el mismo acceso a respaldo. La pregunta, entonces, ya no es únicamente cuántos megavatios adicionales puede aportar cada empresa. También es cuánto cuesta operar una economía en la que la seguridad energética depende cada vez más de la capacidad individual de cada consumidor.

Ecuador necesitará más electricidad para crecer, pero la inversión aún no alcanza para cerrar la brecha

El problema eléctrico no termina cuando se supera un período de estiaje. La economía necesita electricidad para crecer. Y el crecimiento económico, a su vez, genera más demanda eléctrica.

Un estudio elaborado por investigadores de la Universidad Católica de Cuenca concluyó que por cada incremento de 1% en el ingreso per cápita, el consumo eléctrico aumenta aproximadamente 0,46%.

Durante las últimas tres décadas, el consumo eléctrico por habitante prácticamente se triplicó. Pasó de alrededor de 470 kilovatios-hora (kWh) anuales por persona a niveles superiores a los 1.500 kWh.

Las proyecciones del estudio ubican el consumo por habitante en 1.556,1 kWh para 2026. El mensaje es claro: si Ecuador quiere más producción, más industria, más digitalización y mayores ingresos, también necesitará más electricidad.

Pero los datos de 2026 muestran la magnitud del desafío. Según Pilar Martínez, gerente general de Morro Energy, el sistema requiere alrededor de $600 millones en subsidios para mantener estables las tarifas durante este año.

La meta para reforzar el sistema antes del estiaje era incorporar 500 MW, pero hasta junio de 2026 solo se habían adjudicado 55 MW.

Además, se han anunciado 920 MW de generación térmica como parte de las medidas para fortalecer la oferta. Mientras tanto, la inversión extranjera en el sector de electricidad, gas y agua apenas registró $365.000 en el primer trimestre de 2026. La brecha entre la necesidad y la capacidad de inversión es evidente.

Ecuador necesita más planificación y confianza para atraer inversión privada al sector eléctrico

Roberto Carrión Cevallos, ingeniero eléctrico, recuerda que desde 2008 la Constitución estableció que la prestación de servicios estratégicos, como el eléctrico, debe estar a cargo de empresas pública, aunque permite excepcionalmente la participación privada bajo los términos establecidos por la ley. En 2015, la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica introdujo un elemento central: la planificación estatal.

A través de un Plan Maestro de Electricidad decenal, el Estado debe definir cómo atenderá la demanda nacional y qué proyectos serán desarrollados por el sector público o por privados. La ley contempla tres vías para la inversión privada:

1. Los Procesos Públicos de Selección (PPS).

2. El desarrollo de energías renovables bajo normativa preferente.

3. La autogeneración o generación privada.

La diferencia es fundamental. En los dos primeros mecanismos, la energía se vende al Estado para atender el consumo nacional.

En el tercero, la generación puede comercializarse directamente a privados y los excedentes pueden entregarse a la red pública. En los últimos años, las energías renovables no convencionales han ganado atractivo por precios preferentes de entre 7 y 12 centavos de dólar por kWh.

Las tarifas promedio al consumidor regulado, incluyendo generación, transmisión y distribución, bordean los 10 centavos por kWh. Sin embargo, Carrión sostiene que el mecanismo base deberían ser los Procesos Públicos de Selección, porque no tienen límite de potencia y fomentan la competencia en precios.

Para que ese modelo funcione, Ecuador necesita una institucionalidad sólida, un catálogo de proyectos listo, procesos transparentes y talento humano especializado en las áreas técnica, financiera y legal.

La falta de estos elementos aumenta el riesgo país y ahuyenta a los inversionistas. El obstáculo transversal sigue siendo la confianza. Si las empresas públicas distribuidoras no gestionan de forma eficiente los recursos que recaudan de los usuarios, el riesgo aumenta y el capital privado se retrae. La solución, según Carrión, pasa por empresas públicas técnicas, eficientes y despolitizadas, capaces de atraer capital privado para desarrollar proyectos de bajo costo que complementen la gestión estatal. (JS)

Fuente: LA hora