Para los grandes consumidores de energía eléctrica en Ecuador, diciembre de 2026 dejó de ser una fecha en el calendario regulatorio y se convirtió en un plazo operativo real. El Decreto Ejecutivo 32, firmado el 15 de junio de 2025 por el presidente Daniel Noboa, reformó el Reglamento a la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica y estableció una obligación concreta: las empresas clasificadas como grandes consumidores de alta tensión deben contar con sistemas de generación propia dentro de un plazo máximo de 18 meses.
Quién está obligado y por qué
El decreto identifica dos grupos de consumidores de alto voltaje. El grupo AV1 recibe energía entre 40 kV y 138 kV. El grupo AV2 opera con más de 138 kV. En este segundo grupo se encuentran algunas de las operaciones industriales más grandes del país, entre ellas empresas mineras, siderúrgicas y compañías públicas estratégicas. Se estima que alrededor de 171 empresas conectadas a redes de alta tensión, concentradas principalmente en la provincia de Guayas, quedan alcanzadas por esta obligación.
El objetivo declarado del decreto es reducir la dependencia del Sistema Nacional Interconectado, fomentar fuentes renovables y dar al país mayor resiliencia energética después de la crisis de apagones que golpeó a Ecuador en 2024. La norma también permite que los excedentes de generación propia se entreguen a la red eléctrica nacional, lo que abre una vía adicional de ingresos para quienes inviertan en su propia planta.
Qué está realmente en juego
El incentivo para actuar no es solo regulatorio, es económico y operativo. Las empresas de los grupos AV1 y AV2 que no cumplan con la obligación pierden el acceso a la tarifa preferencial de entre 5 y 9 centavos por kWh. Además, quedan expuestas a la posibilidad de ser desconectadas del sistema eléctrico nacional en situaciones de emergencia energética, una facultad que la ley otorga al operador nacional, Cenace.
Este riesgo ya dejó de ser hipotético. El 17 de marzo de 2026, Cenace solicitó a empresas privadas activar sus propios generadores para autoabastecerse ante una caída en la operación de la hidroeléctrica Coca Codo Sinclair, una de las principales fuentes de generación del país. El episodio confirma lo que el decreto anticipaba: la estabilidad del sistema eléctrico ecuatoriano depende, en parte, de que los grandes consumidores dejen de depender exclusivamente de la red.
El verdadero adversario es el tiempo
Con el plazo corriendo, algunas empresas del segmento AV2 ya anunciaron avances concretos hacia el cumplimiento. Pero construir una planta de generación propia, ya sea solar, hidroeléctrica u otra tecnología, puede tomar más de un año en varios casos. Un ejemplo ilustra la magnitud del desafío: la mina de cobre Mirador, operada por Ecuacorriente, demanda 83 megavatios y todavía no cuenta con planta de generación propia, según reportes recientes del sector.
El mensaje para quienes aún no comenzaron es directo: el plazo regulatorio y el tiempo real de construcción de un proyecto de generación no son la misma línea de tiempo. Quien empieza a evaluar su proyecto hoy todavía tiene margen para ejecutar con criterio técnico. Quien espera a que se acerque diciembre de 2026 corre el riesgo de llegar sin alternativa, con la presión de un cronograma que ya no le pertenece a la empresa sino al calendario oficial.
Además, la señal regulatoria apunta a endurecerse, no a relajarse. El Ministerio de Energía anunció que en 2026 renegociará contratos ya firmados con empresas mineras, con el objetivo de que los nuevos proyectos operen con el 100% de su energía autogenerada. Ecuador está construyendo, paso a paso, un estándar donde la autogeneración deja de ser una opción estratégica y se convierte en una condición de operación.
El rol de la tecnología en esta decisión
Para un consumidor de alta tensión, la elección de tecnología de generación propia no es una decisión menor. Se trata de una inversión de largo plazo que debe sostener décadas de operación industrial, con exigencias de eficiencia, degradación controlada y respaldo financiero del fabricante. Aquí es donde la energía solar fotovoltaica con tecnología N-Type de nivel Tier 1 se convierte en una opción particularmente sólida para el contexto ecuatoriano: alta irradiación en varias regiones del país, curvas de generación predecibles y una tecnología que ha demostrado ventajas de rendimiento frente a generaciones anteriores de paneles.
DMEGC Solar acompaña este momento del mercado ecuatoriano con módulos fotovoltaicos de tecnología N-Type y el respaldo financiero e industrial del Grupo Hengdian, uno de los conglomerados industriales chinos con mayor trayectoria y solidez detrás de su marca solar. Para integradores, distribuidores y equipos de sostenibilidad que están evaluando cómo cumplir con el Decreto 32 antes de que el plazo se cierre, la bankabilidad del fabricante es tan relevante como la ficha técnica del módulo: un proyecto de autogeneración industrial necesita un socio tecnológico que siga existiendo, dando soporte y honrando garantías, dentro de veinte o veinticinco años.
El Decreto 32 marcó un antes y un después para la industria ecuatoriana de alto consumo energético. Las empresas que empiecen a moverse ahora, con datos claros y un socio tecnológico confiable, llegarán a diciembre de 2026 con una ventaja que las que esperen ya no van a poder alcanzar.
DMEGC Solar es una marca global de tecnología fotovoltaica respaldada por el Grupo Hengdian, presente en el mercado latinoamericano con soluciones Tier 1 para generación distribuida, generación centralizada y proyectos comerciales e industriales.
