Decreto 32: lo que la autogeneración obligatoria exige a la industria de alto voltaje

El presidente Daniel Noboa firmó el Decreto Ejecutivo 32 en Guayaquil el 15 de junio de 2025. El decreto reformó el reglamento general de la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica (LOSPEE) y le añadió un artículo 10.1 que dice: «Los clientes de tarifa de alto voltaje deberán contar con sistemas de generación para abastecer su propia demanda». Solo por excepción podrían entregar excedentes al Sistema Nacional Interconectado. Una disposición transitoria, la décima cuarta, les dio 18 meses para implementarlo (Decreto 32).

El Decreto Ejecutivo 515, publicado el 30 de septiembre de 2026, reescribió esa parte del artículo (Registro Oficial 380). Según el texto nuevo, el CENACE, el operador de la red, puede ordenar la desconexión de los consumidores de alto voltaje «con demanda superior a la definida» en el reglamento cuando hay déficit o racionamiento, y también ante problemas de la red como sobrecargas, bajos voltajes, mantenimientos o contingencias. «En estos periodos», añade, esos usuarios «deberán contar con sistemas de generación para abastecer la totalidad de su demanda de energía y potencia», conforme a las normas que emita la ARCONEL, el regulador.

El mismo artículo permite a la ARCONEL dictar normas excepcionales para que usuarios regulados y no regulados operen generación emergente «propia o de terceros», arrendada o contratada. La transitoria reescrita mantiene los 18 meses, contados desde la vigencia del Decreto 32, y exceptúa a los consumidores que, según el pliego tarifario, usan la electricidad para asistencia social, beneficio público, servicio de agua potable o entidades oficiales. Encarga a la ARCONEL el seguimiento y el control. Y dispone que, cuando los estudios del CENACE muestren que hace falta incorporar, contratar o despachar generación adicional, la ARCONEL aplique «los mecanismos regulatorios, económicos y tarifarios que correspondan» para recuperar esos costos, previa disposición del ministerio (Registro Oficial 380; Ministerio de Ambiente y Energía).

La desconexión ya se aplicó. Desde el 12 de octubre, las industrias de alto y medio voltaje debieron salir de la red 72 horas por semana (Vistazo), y del 1 al 4 de noviembre los clientes industriales del grupo AV1 sujetos a la medida quedaron con un suministro de la red «equivalente a cero megavatios» (Vistazo). Primicias describió la del 6 de noviembre como la semana en que terminaban esas desconexiones (Primicias); las fuentes revisadas para este artículo no muestran un cronograma posterior al 4 de noviembre.

El Decreto 32 entró en vigencia con su publicación en el Suplemento 62 del Registro Oficial, el 18 de junio de 2025 (reglamento codificado por la ARCONEL). Dieciocho meses contados desde ese día terminan el 18 de diciembre de 2026, y esa es la fecha que usa la propia ARCONEL en su Regulación 004/25: hasta el 18 de diciembre de 2026, las distribuidoras deben enviar cada mes al CENACE los registros de potencia y energía de los usuarios de alto voltaje sin generación propia (Registro Oficial, Segundo Suplemento 158).

El Gobierno usa una fecha anterior. Según Expreso, el oficio MAE-VEER-2026-0255-OF del Viceministerio de Electricidad, del 7 de julio de 2026, dio a las distribuidoras 15 días para notificar a sus clientes de alto voltaje y recordarles que el plazo terminaría el 15 de diciembre. En el mismo plazo debían entregar un catastro que identifique qué empresas ya generan, cuáles están implementando sus sistemas y cuáles siguen en planificación, y desde entonces informar cada mes del avance (Expreso). El ministro de Energía, Juan Carlos Blum, también sitúa el plazo en el 15 de diciembre (Primicias).

El Decreto 515 no movió el plazo (Primicias), y según Primicias el presidente ha advertido que no lo moverá (Primicias). La fecha más temprana en las declaraciones oficiales es, por tanto, el 15 de diciembre; la que resulta del Registro Oficial, el 18.

La obligación recae en los clientes de las tarifas de alto voltaje, que el pliego tarifario divide en dos grupos. En el AV1 están industrias medianas y grandes, como cementeras y manufactureras de alto consumo, la mayoría en parques o zonas industriales como Durán; Primicias cuenta 185 empresas. En el AV2 están los mayores consumidores, conectados directamente a la red de transmisión, como grandes proyectos mineros y siderúrgicas (Primicias).

Cuántas cumplen depende de a quién se pregunte. Juan Carlos Navarro, presidente de la Cámara de Industrias de Guayaquil, dijo el 24 de septiembre que solo 47 empresas generaban el 100% de la electricidad que consumen, y que ya lo hacían antes del decreto (Primicias). El presidente Noboa dijo el 26 de octubre que el 45% de las industrias tenía al menos un 30% de autogeneración (El Universo) y que las empresas que no instalaron autogeneración ni redujeron su consumo en las horas solicitadas sumaban una demanda de unos 300 MW (Extra). El 6 de noviembre dijo que en octubre solo el 48% de las empresas cubrió con generación propia el 30% de su consumo (El Universo).

Muchas empresas tienen grupos electrógenos de respaldo, que no siempre cubren toda su demanda. Bajo la regulación anterior de grupos de emergencia, las distribuidoras calificaron 537 grupos privados con 482,9 MW, y otros 301, con 163,9 MW, seguían en trámite, según el informe de rendición de cuentas de 2025 del Ministerio de Ambiente y Energía (informe del ministerio).

La norma que diga qué cuenta como cumplir todavía no existe. La primera disposición transitoria del Decreto 515 da a la ARCONEL ocho meses desde el 30 de septiembre de 2026 para emitir «la normativa técnica y comercial» que el decreto requiere, y dispone que las modalidades que necesiten una norma específica se apliquen desde que esa norma entre en vigor (Registro Oficial 380). Ocho meses llegan a fines de mayo de 2027. El 5 de noviembre, el ministro Blum dijo que la ARCONEL deberá emitir alrededor de 21 regulaciones para aplicar la reforma (Primicias). Las resoluciones de su directorio publicadas en 2026, de la 001/26 a la 011/26, la última del 9 de octubre, no incluyen ninguna de ellas (ARCONEL).

Tampoco está claro cuánto hay que generar. El texto del decreto habla de «la totalidad» de la demanda de energía y potencia durante los periodos de desconexión. El presidente Noboa, en cambio, recordó el 26 de octubre que a mediados de 2025 se dio a las industrias un plazo de 18 meses «para que tengan hasta el 30 % de autogeneración», y dijo que a las que no cumplen se les había cortado el 30% de las horas de la semana (El Universo). Fernando Salinas, presidente del Foro Energético Ecuador, señaló que el Decreto 32 no fija un porcentaje mínimo, sino la obligación de contar con sistemas capaces de abastecer la demanda propia (Extra).

Ni el Decreto 32 ni el 515 fijan sanciones por incumplir. El 26 de octubre, el presidente dijo que a las empresas que no cumplieron «ya veremos si es que se les cobra multa o no» (El Universo), y El Comercio informó que el Gobierno evaluaba sancionar a las que no se desconectaron cuando debían (El Comercio). Según El Universo, el 6 de noviembre Noboa advirtió que las compañías que no cumplieron recibirán las multas correspondientes; el diario no informó montos ni la norma que las sustentaría (El Universo).

Lo que el Gobierno sí ha anunciado es una alternativa pagada. Según el ministro Blum, desde el 15 de diciembre las empresas que no cumplan podrán usar la electricidad de dos barcazas alquiladas, que suman unos 200 MW y operan desde el 21 de septiembre, a una tarifa que el 18 de septiembre situó entre USD 0,24 y 0,44 por kWh (Primicias). Desde esa fecha, dijo, las barcazas serán «la manera» en que los consumidores AV1 y AV2 permanezcan conectados (Primicias); su alquiler se sumará a lo que paga la industria, y las empresas que no acepten esas condiciones deberán desconectarse (El Comercio).

Desde octubre, la industria de alto voltaje paga una tarifa temporal. La resolución ARCONEL-009/2026 fija los cargos para el consumo de octubre, noviembre y diciembre de 2026 (Registro Oficial 380). Un cliente industrial del grupo AV1 paga la energía a USD 0,3106 por kWh de lunes a viernes entre las 08:00 y las 18:00, a USD 0,3509 entre las 18:00 y las 22:00 y a USD 0,2747 entre las 22:00 y las 08:00, además de un cargo de demanda de USD 3,93 a 4,40 por kW al mes, según la distribuidora.

La ARCONEL calcula un precio medio de 30 centavos por kWh para el grupo AV1 y de 29 para el AV2 (ARCONEL). Antes, según el ministro, la industria de alto voltaje pagaba unos 12 centavos (El Comercio).

La ARCONEL publica cada mes los rubros con que compensa cada kWh que produce un grupo electrógeno de emergencia calificado mientras el CENACE mantiene activo un periodo de déficit. Se calculan para un «generador estándar» a partir de sus costos de operación y mantenimiento, de combustible y de transporte del combustible, sin incluir la compra del equipo (Registro Oficial, Cuarto Suplemento 342). Sirven, por tanto, como una estimación oficial del costo variable de generar con cada combustible, que puede ponerse junto a la tarifa de la red.

Con estos valores, generar con diésel cuesta más por kWh que la energía de la red en cualquier franja, aun sin contar el equipo, y el GLP cuesta más salvo entre semana de 18:00 a 22:00. El fuel oil cuesta menos que la red en todas las franjas, pero exige motores preparados para ese combustible.

La compensación tiene límites. Solo se paga por la energía producida mientras el CENACE mantenga activo un periodo de déficit; exige grupos de al menos 100 kW, calificados por la distribuidora, con medidor sellado y combustible industrial sin subsidio, y a los clientes regulados se les reconoce como crédito en la factura. El esquema no exige ser dueño del grupo: alcanza también a quien lo arrienda o lo tiene contratado (Registro Oficial, Cuarto Suplemento 342). Del 12 de octubre al 11 de noviembre, el precio en terminal al que EP Petroecuador vende el diésel 2 industrial a las comercializadoras es de USD 4,72 por galón, con IVA (EP Petroecuador). En 2025, el CENACE registró USD 1,75 millones por el aporte de generación propia de los consumidores, todo entre enero y julio (CENACE).

Comprar grupos electrógenos es la vía más conocida, y no es rápida. En la feria Expo Energy Ecuador, en septiembre, un contratista estimó entre USD 500.000 y 600.000 por MW para motores diésel de potencia principal de 2 a 3 MW, y otro proveedor dijo que solo importar una unidad de 1 MW toma cuatro meses y que su puesta en marcha requiere un mínimo de seis. Según el primero, los sistemas híbridos con generación térmica, paneles y baterías suelen instalarse en unos ocho meses; las turbinas de 56 MW tardan hasta 36 meses en entregarse (Primicias). Con esos plazos, un equipo nuevo encargado en noviembre no estaría operando en diciembre.

Por eso importa la generación de terceros. La ley publicada en el Quinto Suplemento del Registro Oficial 234, el 2 de marzo de 2026, permite a los consumidores regulados y no regulados instalar sistemas de generación exclusivamente para su autoabastecimiento, conectados a la red de distribución o de transmisión, de su propiedad o de terceros, y contratar a terceros su financiamiento, operación y mantenimiento (Registro Oficial 234). Según el Decreto 515, los sistemas de autoabastecimiento de propiedad de terceros cuya energía se destine exclusivamente a consumidores regulados o no regulados «se considerarán como prestadores del servicio público de energía eléctrica» (Registro Oficial 380).

Ya hay empresas que compran energía solar generada lejos. En Santa Elena, una planta de 65 MWp que opera desde septiembre vende su producción con contratos a 10 años a empresas comerciales e industriales, que la consumen a distancia a través de la red de CNEL; otra, de 17 MWp, permitirá a una industria de Durán cubrir el 96% de su consumo mediante un cruce de cuentas entre dos unidades de CNEL, según el ingeniero residente de la obra (Primicias). El 5 de noviembre empezó a operar una tercera, de 82 MWp, que el ministerio presenta como abastecimiento privado para industrias (Ministerio de Ambiente y Energía). Ninguna norma dice todavía si ese suministro, que llega por la red, cuenta para cumplir el decreto.

Los paneles en la propia planta reducen el combustible y la factura, pero no cumplen solos. A fines de octubre, un ingeniero de una empresa que comercializa equipos eléctricos estimó que instalar un megavatio fotovoltaico cuesta unos USD 400.000, frente a 700.000 dos años antes, y que generar con paneles cuesta alrededor de USD 0,07 por kWh (Primicias). Según el Decreto 515, la distribuidora autoriza los sistemas de autoabastecimiento de los clientes regulados, y la ARCONEL los de los grandes consumidores. Esos sistemas pueden inyectar energía a la red de distribución, y los clientes regulados que los instalen pagarán cargos por el uso o la disponibilidad de la red, según la regulación que emita la ARCONEL (Registro Oficial 380). Para los clientes regulados, la Regulación ARCONEL-005/24 limita la potencia de un sistema sin inyección a la demanda máxima registrada y a la capacidad de conexión aprobada, con protección contra la inyección; si inyecta, la limita la capacidad de la red en el punto de conexión. Los sistemas de más de 100 kW pagan una sola vez USD 4 por kW por los trámites, con un tope de USD 10.000 para los de más de 2 MW, y la conexión no tiene costo (ARCONEL). CNEL publica el procedimiento para sus áreas de servicio (CNEL EP).

Un sistema que opera sincronizado con la red sin inyectar debe cumplir las condiciones que fije la distribuidora para evitar la inyección o «una posible operación en isla», y uno que no se sincroniza con la red queda fuera de esa regulación y solo se registra en la ARCONEL (ARCONEL). En la práctica, los inversores conectados a la red dejan de producir cuando la red se cae: durante una desconexión, los paneles solo aportan si la planta opera en isla, con grupos electrógenos o baterías que sostengan la tensión, y entonces reducen el combustible que esos grupos queman de día.

Para grupos de empresas, la ley de marzo creó los Distritos Autónomos Energéticos: personas jurídicas que pueden ser dueñas de una red con generación propia, local o remota, para cubrir su demanda de potencia y energía, con un título habilitante del ministerio (Registro Oficial 234). El Decreto 515 añadió al reglamento los artículos que los regulan (Registro Oficial 380). En la misma feria, un exministro de Energía propuso que grupos de 8 a 10 empresas vecinas, con 80 a 100 MW de demanda conjunta, formen uno; estimó que tardaría al menos 18 a 24 meses y que su arranque depende de una reglamentación que aún no está vigente (Primicias).

El 5 de octubre, el secretario general de la Administración Pública, José Julio Neira, anunció que el Gobierno eliminaría el IVA y el impuesto a la salida de divisas (ISD) en la importación de equipos para proyectos privados de generación y almacenamiento, desde el 6 de octubre (Teleamazonas); en la radio, según El Universo, habló de la importación «para los proyectos privados de hidroeléctrica y de almacenamiento de energía» (El Universo). Un experto tributario citado por Primicias explicó que llevar el IVA a 0% requeriría un decreto ejecutivo (Primicias). El 26 de octubre, el presidente habló de la eliminación del IVA para paneles solares, generadores y repuestos como un hecho (El Universo), pero las fuentes revisadas para este artículo no muestran, hasta el 8 de noviembre, el decreto o la resolución que la haga efectiva, ni qué equipos cubre.

Según Primicias, la importación de equipos para generación paga 15% de IVA y 5% de ISD (Primicias). Según El Universo, Navarro, de la Cámara de Industrias de Guayaquil, dijo que hasta entonces solo los proyectos solares estaban exentos del ISD, y que cargaban con un 15% de IVA que no se recuperaba (El Universo). La Asociación Ecuatoriana de Energías Renovables y Eficiencia Energética menciona además la doble deducción en el impuesto a la renta por la depreciación y amortización de equipos de generación renovable (Primicias).

Neira dijo además que los trámites para autogenerar se redujeron de doce a tres meses (Expreso). En declaraciones publicadas por Expreso el 12 de octubre, Navarro advirtió que muchas industrias de Guayaquil no tienen espacio ni condiciones logísticas para generar en sus instalaciones y que, con permisos, licencias y conexiones de transmisión, el proceso puede tomar más de un año (Expreso).

En crédito, el banco público BanEcuador ofrece a micro, pequeñas y medianas empresas una línea para sistemas de generación y almacenamiento, renovables o con combustibles fósiles: hasta USD 3 millones para una pyme, a un plazo de hasta 60 meses (BanEcuador).

Lo que sigue no es asesoría; resume lo que se desprende de los textos y las declaraciones citados.

• El plazo vence el 15 de diciembre según el Gobierno, o el 18, contado desde el Registro Oficial. Nada lo ha movido.
• El texto vigente pide generación para «la totalidad» de la demanda de energía y potencia durante los periodos de desconexión; el presidente ha hablado del 30%. Ninguna norma de la ARCONEL ha resuelto aún la diferencia.
• La ley permite que la generación para autoabastecimiento sea de terceros, y el decreto menciona la generación arrendada o contratada; falta la norma que diga cómo se acredita el cumplimiento.
• Las distribuidoras llevan un catastro de qué empresas generan, cuáles implementan y cuáles planifican, y lo reportan cada mes.
• Según el ministro, quien no cumpla podrá seguir conectado con la electricidad de las barcazas, pagando su costo. Las fuentes revisadas no muestran la norma que sustentaría las multas anunciadas.
• La compensación por operar grupos durante un déficit exige al menos 100 kW, calificación, medidor sellado y combustible industrial sin subsidio, y alcanza también a grupos arrendados o contratados.
• Un sistema solar conectado a la red se tramita con la distribuidora y, por sí solo, no abastece una planta durante una desconexión.
• Hasta que se publique un instrumento, la eliminación del IVA y del ISD sigue siendo un anuncio.
• Están exceptuados los consumidores de asistencia social, beneficio público, servicio de agua potable y entidades oficiales.

• Las cerca de 21 regulaciones de la ARCONEL para aplicar el Decreto 515, con plazo hasta fines de mayo de 2027, y en especial la que defina qué cuenta como cumplir.
• Lo que haga el Gobierno el 15 de diciembre: la tarifa de las barcazas, las desconexiones y las multas.
• La reforma de la Regulación 002/26 sobre grupos electrógenos, que recibió observaciones hasta el 14 de septiembre (ARCONEL).
• La tarifa de alto voltaje para 2027: la temporal cubre el consumo hasta diciembre de 2026, y hasta el 8 de noviembre no se había publicado otra.
• El instrumento que haga efectiva la eliminación del IVA y del ISD, y qué equipos incluye.
• Los rubros de compensación de la ARCONEL, que se actualizan el 12 de cada mes con el precio de los combustibles (ARCONEL).

Los textos legales se leyeron en sus publicaciones: el Decreto 32, en la copia publicada por FielWeb, con la fecha de publicación que registra el reglamento codificado por la ARCONEL; el Decreto 515 y la resolución ARCONEL-009/2026 con su anexo tarifario, en el Noveno Suplemento del Registro Oficial 380, en la copia publicada por Expreso (la edición consta en el sitio del Registro Oficial); la Regulación 004/25, en el Segundo Suplemento 158; la Regulación 002/26, en el Cuarto Suplemento 342; la ley de autoabastecimiento, en el Quinto Suplemento 234; la Regulación 005/24, en su versión codificada, y los rubros de compensación, en la resolución ARCONEL-ARCONEL-2026-0032-RES, del 12 de octubre de 2026. El precio del diésel es el de la tabla de precios en terminal de EP Petroecuador para el mismo periodo. El plazo de 18 meses se cuenta desde la publicación del Decreto 32. Las cifras de costos y plazos de equipos son de proveedores, consultores y gremios citados por la prensa, y las declaraciones oficiales se atribuyen a quien las hizo.

Este artículo describe normas y cifras públicas; no es asesoría legal, tributaria ni financiera. Datos al 8 de noviembre de 2026; las normas, las tarifas y los rubros citados pueden cambiar.