Tres decisiones eléctricas que las empresas deben resolver antes de diciembre

Diciembre ya no es una fecha lejana para las empresas que dependen de grandes cantidades de electricidad. En poco más de dos meses vence el plazo establecido para que los clientes de alto voltaje que no cuentan con sistemas de generación propia los implementen.

Y la cuenta regresiva coincide con un escenario que vuelve a poner la energía en el centro de las decisiones empresariales de Ecuador.

Desde septiembre, las industrias de mayor consumo han tenido que reducir su demanda y enfrentar desconexiones programadas. 

El viernes 2 de octubre, más de 9 000 usuarios de medio y alto voltaje fueron notificados sobre nuevos bloques de desconexión de 48 horas durante las próximas dos semanas.

A eso se suma una nueva tarifa para los consumidores de alto voltaje. Desde octubre, el precio medio establecido por Arconel es de 30 centavos por kilovatio hora para el grupo AV1 y 29 centavos para AV2, durante octubre, noviembre y diciembre.

El escenario deja tres preguntas sobre la mesa para las empresas: ¿cuánta electricidad consumen realmente?, ¿cómo van a generar parte de esa energía? y ¿qué procesos simplemente no pueden detenerse?

Diciembre: el plazo para la generación propia

El Decreto Ejecutivo 32, expedido en junio de 2025, reformó el Reglamento General a la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica. 

Entre sus disposiciones estableció que los clientes con tarifa de alto voltaje que no tuvieran sistemas de generación para abastecer su propia demanda contarían con 18 meses para implementarlos. La reforma fue publicada en el Registro Oficial el 18 de junio de 2025. Ese período se cumple en diciembre de 2026. 

Lorenzo Sevilla, CEO de Semaica Energy, estima que un proyecto de este tipo  puede requerir mínimo de cinco meses, dependiendo de su escala y características.

El proceso incluye diagnóstico y levantamiento, diseño, trámites, instalación y finalmente pruebas antes de entrar en operación.

Otros actores del sector incluso han advertido que determinados sistemas de generación de emergencia pueden necesitar al menos seis meses para instalarse y requerir inversiones desde unos USD 500 000 por megavatio, dependiendo de la tecnología y las características del proyecto.

Con diciembre a pocas semanas, el margen de maniobra se reduce y las empresas deben tomar tres decisiones para enfrentar la situación.

A continuación, tres decisiones eléctricas que las empresas deben resolver antes de diciembre:

1. Saber cuánta electricidad necesita realmente la empresa

Comprar un generador o instalar paneles solares no necesariamente debería ser el primer paso. El punto de partida está en conocer cómo consume electricidad cada operación.

“Antes de implementar una solución de autogeneración, una compañía debe conocer con precisión cómo consume, cuáles son sus periodos de mayor demanda y qué procesos no pueden detenerse”, explica Sevilla.

Eso implica identificar las horas de mayor consumo, los equipos que demandan más electricidad y las áreas críticas de la operación.

El diagnóstico también puede detectar consumos que pueden reducirse antes de dimensionar una inversión en generación.

La experiencia de 2024 mostró el costo de no tener suficiente capacidad para responder a una interrupción.

El Banco Central determinó que 57,7% de las empresas consultadas fueron afectadas por los racionamientos eléctricos. Dentro de la manufactura, la proporción llegó al 69,8%.

Las pérdidas económicas asociadas a los apagones alcanzaron USD 1 916 millones, equivalentes a un impacto de 1,4% sobre el PIB, según las cifras del BCE.

• Comercio perdió USD 763,1 millones
• Manufactura, USD 380,2 millones

2. Decidir cómo generar su propia electricidad

Una vez determinada la demanda aparece la segunda decisión: qué tecnología puede cubrirla.

La generación fotovoltaica puede instalarse en cubiertas, estacionamientos u otras superficies disponibles y, dependiendo de las necesidades de la operación, complementarse con sistemas de almacenamiento.

Para industrias que requieren simultáneamente electricidad y calor existe otra posibilidad: la cogeneración, que permite obtener ambos recursos a partir de una misma fuente energética.

El costo, espacio disponible, potencia requerida, número de horas que debe funcionar el sistema y características del proceso industrial determinan cuál combinación resulta viable.

Durante septiembre y los primeros días de octubre de 2026, el Gobierno volvió a utilizar la reducción de consumo industrial como mecanismo para aliviar la presión sobre el Sistema Nacional Interconectado.

3. Determinar qué nunca puede apagarse

Una empresa tampoco necesariamente necesita mantener el 100% de sus instalaciones funcionando durante una contingencia.

La tercera decisión consiste en establecer qué procesos son críticos y cuánto tiempo deben permanecer operativos sin electricidad de la red.

Una interrupción puede detener líneas de producción, refrigeración, sistemas informáticos, bombeo, climatización o tratamiento de agua.

Plantas de tratamiento, captación, distribución y reutilización de agua también necesitan electricidad. Una falla energética puede, por tanto, convertirse simultáneamente en un problema de abastecimiento o gestión de agua dentro de una instalación.

Identificar esas cargas críticas permite dimensionar el respaldo y evitar invertir para sostener procesos que podrían detenerse temporalmente.

¿Por qué vuelve a ser urgente en octubre?

Al 1 de octubre, el embalse de Mazar se encontraba en 2 131,5 metros sobre el nivel del mar, frente a una cota máxima de 2 153 metros. Ese día recibía apenas 33,8 metros cúbicos de agua por segundo.

Durante septiembre, el caudal de ingreso promedió unos 51 m³/s y en los primeros días de octubre rondó los 39 m³/s, frente a un promedio histórico para octubre de aproximadamente 66 m³/s.

Mazar es estratégico porque alimenta en cascada al complejo hidroeléctrico Paute Integral. Sus tres centrales suman 1.757 MW de potencia instalada y pueden cubrir hasta el 30% de la demanda eléctrica nacional.

La dependencia de la hidroelectricidad es una vulnerabilidad conocida. En 2024, el 62,5% de la potencia efectiva instalada del país era hidráulica, mientras la demanda eléctrica había crecido 19% entre 2019 y 2023 y la generación solo 9% en ese período, según el BCE.Las empresas vuelven a asumir parte del ajuste

Las primeras medidas del actual estiaje se concentraron precisamente en el sector productivo.