Después del Decreto 32: techos, respaldo y generación a distancia para la industria de alto voltaje

El Decreto 32 obliga a los clientes de alto voltaje a contar con generación para su propia demanda, con un plazo que vence a mediados de diciembre de 2026: el 15 según el Gobierno, el 18 contado desde el Registro Oficial. El Decreto 515, de septiembre, precisó que en los periodos en que el CENACE los desconecte deberán contar con generación «para abastecer la totalidad de su demanda de energía y potencia» (Registro Oficial 380). La norma de la ARCONEL que diga qué cuenta como cumplir tiene plazo hasta fines de mayo de 2027, y el ministro de Energía habla de unas 21 regulaciones pendientes (Primicias). El artículo anterior de este sitio revisó el decreto, el plazo y las tarifas; este se ocupa de las tres vías que las empresas están tomando.

Las desconexiones dieron la medida del problema. Desde el 12 de octubre, las industrias de alto y medio voltaje salieron de la red 72 horas por semana (Vistazo). El 22 de octubre, el secretario de la Administración Pública, José Julio Neira, anunció que terminarían el 1 de noviembre (Vistazo); el 30 de octubre, el Ministerio de Ambiente y Energía notificó a 185 empresas del grupo AV1 una desconexión «desde el domingo 1 hasta el miércoles 4 de noviembre», cuatro días seguidos (Teleamazonas; Extra). Las fuentes revisadas no muestran un cronograma posterior. La lección operativa es que una desconexión se mide en días, no en horas.

Lo que sigue no es asesoría. Responde, con las normas y los casos publicados, a tres preguntas que una planta de alto voltaje se hace hoy: cuánto da una cubierta, qué la mantiene operando cuando la desconectan, y qué permite la norma cuando la generación está en otro sitio.

El caso publicado más grande es el de la acería Novacero en Guayaquil: 7.002 paneles sobre cuatro galpones, 34.000 metros cuadrados de cubierta, 4,23 MWp, en operación desde el 17 de julio de 2025. Según la empresa, cubre el 90% de la energía que consume la planta, que durante la crisis de 2024 fue desconectada del sistema por ser gran consumidora (El Universo). Vistazo informa una producción de unos 5,9 GWh al año, un ahorro del 60% en los costos de energía y una inversión de unos USD 3 millones; El Universo, de USD 2,5 millones (Vistazo; El Universo). En Tungurahua, la fábrica de vidrio Fairis instaló 2,2 MW en 10.600 metros cuadrados, con 3,17 millones de kWh al año proyectados, el 42% de la demanda de la planta (Vistazo).

Las cifras de Novacero dan una regla práctica: unos 8.000 metros cuadrados de cubierta por MWp, con pasillos, inclinación y obstáculos incluidos (cálculo propio: 34.000 entre 4,23). Un módulo actual de 580 W mide 2,28 por 1,13 metros, unos 2,6 metros cuadrados, y pesa 28 kilos (ficha técnica); un MWp son unos 1.720 módulos y 4.500 metros cuadrados de superficie de módulo, y casi 11 kilos por metro cuadrado solo en módulos, antes de la estructura y el lastre (cálculo propio). Daniel Rosero, gerente técnico de SolarTeam, advirtió en agosto que muchos techos no fueron diseñados para soportar paneles (Expreso); la revisión estructural va antes que la cotización.

El rendimiento depende del sitio. El Global Solar Atlas estima para Guayaquil y Durán unos 1.320 a 1.330 kWh al año por kWp instalado; para Santa Elena, unos 1.410; para Quito, unos 1.680 (Global Solar Atlas). Los 5,9 GWh de Novacero sobre 4,23 MWp equivalen a unos 1.395 kWh por kWp, en la misma escala (cálculo propio). Un estudio de 2022 estimó 61 kilómetros cuadrados de cubierta aprovechable en el cantón Guayaquil y 69 en Quito, a partir de los mapas catastrales (Tapia y otros, 2022); la cubierta existe, pero no toda está sobre una industria de alto voltaje.

La escala importa. Una planta que consume en promedio 2 MW usa unos 17,5 GWh al año; un MWp en Guayaquil cubre alrededor del 7,5% de esa energía, y llegar al 30% del que habla el presidente (El Universo) exigiría unos 4 MWp y, con la densidad de Novacero, unos 32.000 metros cuadrados de cubierta (cálculo propio). Juan Carlos Navarro, presidente de la Cámara de Industrias de Guayaquil, ha dicho que muchas industrias no tienen espacio ni condiciones logísticas para generar en sus instalaciones (Expreso).

La cuenta a favor de la cubierta está en la franja horaria. A fines de octubre, un ingeniero de una comercializadora de equipos estimó un MW fotovoltaico instalado en unos USD 400.000 y el kWh generado en unos USD 0,07 (Primicias); Sunforce cita una planta de 7 MW para una camaronera por USD 3,7 millones, con retorno en unos tres años (Primicias). Los paneles producen justo en la franja que la tarifa temporal cobra más cara entre semana: USD 0,3106 por kWh de 08:00 a 18:00 para un industrial AV1 (Registro Oficial 380). Un MWp que produzca 1,3 GWh al año desplaza energía por unos USD 400.000 anuales a esa tarifa, pero la tarifa rige solo para el consumo de octubre a diciembre de 2026; al precio anterior, de unos 12 centavos, son unos USD 160.000 (cálculo propio). El cargo por demanda se sigue pagando (Regulación 005/24).

Las reglas del techo dependen del tipo de cliente. Para un consumidor regulado, 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 protecciones que impidan inyectar; si inyecta, la limita la capacidad de la red en el punto de conexión. La producción anual no puede superar la demanda anual del consumidor. Por encima de 100 kW, la distribuidora hace estudios de flujos, fallas, desbalance y regulación de voltaje, y de estabilidad sobre 1 MW, cobra una sola vez USD 4 por kW y emite una factibilidad que vale tres meses (Regulación 005/24). CNEL publica el procedimiento (CNEL EP). Para los consumidores no regulados, grandes consumidores y consumos propios de autogeneradores, la Regulación ARCONEL-010/24 solo contempla sistemas locales, sin inyección a la red y sin modalidad remota (Regulación 010/24). El Decreto 515 permite ahora que los sistemas de autoabastecimiento de ambos tipos inyecten a la red de distribución, y exige a los grandes consumidores la autorización de la ARCONEL; las regulaciones que lo apliquen están pendientes (Reglamento General).

El texto vigente pide generación para «la totalidad» de la demanda durante los periodos de desconexión (Registro Oficial 380), y esos periodos han durado días enteros. Navarro, también presidente de la Federación de Industrias, señaló que los grupos electrógenos a diésel están limitados a 8 o 12 horas al día y que la energía solar no da suministro las 24 horas (Expreso). José Antonio Camposano, presidente de la Cámara Nacional de Acuacultura, lo resumió el 30 de octubre: «Sin hielo ni material de empaque, y con toque de queda, operar se vuelve inviable» (Extra). La primera decisión de diseño es qué cargas deben sobrevivir una desconexión: frío, hielo, hornos que no pueden parar de golpe.

Una cubierta conectada a la red no sirve para eso por sí sola. Los inversores conectados a la red deben detectar que la red se fue y dejar de energizarla en dos segundos; es la protección anti-isla que exige la norma IEEE 1547 (Solectria). La Regulación 005/24 va en el mismo sentido: para un sistema sincronizado que no inyecta excedentes, la distribuidora fija las condiciones de conexión y operación «a fin de que se evite la inyección de energía eléctrica a la red de distribución o una posible operación en isla de algún segmento de la red» (Regulación 005/24). Durante una desconexión, los paneles solo producen si algo forma una red dentro de la planta.

Hay dos formas de hacerlo. La primera son los grupos electrógenos: ellos sostienen el voltaje y la frecuencia, los inversores los siguen y los paneles reducen el combustible que se quema de día. La segunda son baterías con inversores formadores de red: según el Departamento de Energía de Estados Unidos, los inversores «formadores de red» pueden arrancar una red que se cayó, lo que se conoce como arranque en negro, mientras que los inversores tradicionales, «seguidores de red», necesitan una señal externa de la red para operar (DOE). La Regulación 005/24 admite equipos de almacenamiento en un sistema de autoabastecimiento (Regulación 005/24). En precios, BloombergNEF situó los paquetes de baterías para almacenamiento estacionario en USD 70 por kWh en 2025, un 45% menos que en 2024; es el precio del paquete, no del sistema instalado (BloombergNEF). Los proveedores de Guayaquil distinguen los sistemas aislados con baterías de los híbridos, que además inyectan excedentes a la red (Primicias).

Los grupos siguen siendo la base del respaldo, y tienen su propio régimen. Quien tenga o arriende un grupo de al menos 100 kW, con medidor sellado y combustible industrial sin subsidio, puede calificarlo ante la distribuidora y recibir una compensación por cada kWh generado mientras el CENACE mantenga activo un periodo de déficit (Registro Oficial 342); en noviembre, 41,14 centavos con diésel y 24,75 con fuel oil 6 (ARCONEL). Los plazos son el límite: en septiembre, un proveedor estimó cuatro meses para importar una unidad de 1 MW y un mínimo de seis para ponerla en marcha, y un contratista, unos ocho meses para un sistema híbrido con generación térmica, paneles y baterías (Primicias).

El almacenamiento tiene desde septiembre un marco propio. El Decreto 515 define los sistemas de almacenamiento como un «conjunto de tecnologías y dispositivos diseñados para capturar, almacenar y entregar energía eléctrica de forma controlada al sistema eléctrico», crea un mercado de servicios de almacenamiento con título habilitante, permite a esas empresas firmar contratos bilaterales con grandes consumidores o autogeneradores, e incluye el arranque en negro entre los servicios complementarios; la tarifa por MWh no está definida (Primicias). Para las plantas solares y eólicas de 10 a 100 MW, la Resolución ARCONEL-005-25 ya exige almacenamiento del 10% de la potencia nominal con cuatro horas de autonomía (Primicias).

En Santa Elena ya opera el modelo. Río de Oro, de 65 MWp, entrega energía a empresas privadas desde el 15 de septiembre con contratos a diez años bajo un esquema que el Gobierno llama «autoabastecimiento remoto»: la electricidad generada en Santa Elena entra a la red de CNEL EP y se descuenta del consumo de los clientes, en sus propias plantas, a kilómetros de distancia (Teleamazonas; Primicias). A su lado, una planta de 17 MWp de EnergyControl, con una inversión de USD 6 millones amortizada a 15 años, permitirá a una fábrica de hielo de Durán cubrir el 96% de su consumo «mediante un mecanismo de cruce de cuentas entre CNEL Guayas-Los Ríos y CNEL Santa Elena», según el ingeniero residente de la obra (Primicias).

La norma que lo permite es la misma Regulación 005/24. Sus modalidades remotas, 2a, 2b y 2c, admiten un sistema ubicado lejos del consumo, conectado al sistema de distribución y asociado a una o varias cuentas del mismo consumidor; la 2c cubre varias cuentas de una misma persona jurídica en inmuebles dispersos. La condición es estar «dentro de la misma Área de Servicio de la Distribuidora», y una nota al pie aclara: «o entre unidades de negocio de CNEL EP» (Regulación 005/24). Ese es el cruce de cuentas de Durán. No funciona entre distribuidoras distintas: María Paz Jervis, directora de la Cámara de Industrias y Producción, pidió una interconexión entre empresas eléctricas para que el balance neto funcione entre ellas, porque hoy hay «un problema administrativo que no se ha solventado» (Expreso). Una planta en Santa Elena no puede descontarse de una fábrica en Quito.

El tamaño lo pone la red. Un sistema remoto inyecta siempre, así que su potencia queda limitada a «la capacidad de la red en el punto de conexión aprobada por la Distribuidora», y su producción anual no puede superar la demanda anual de las cuentas que abastece. Sobre 1 MW, la distribuidora añade estudios de estabilidad; la tasa única es de USD 4 por kW (Regulación 005/24). Rosero advirtió que «muchas de las redes no cuentan con los parámetros o capacidades técnicas para soportar la generación que pueda producir un privado», que aprobar una línea y una subestación puede tomar de seis a 18 meses y que «muchas veces depende de la distribuidora» (Expreso). En la factura, la energía inyectada y la consumida se comparan por franja horaria; el saldo a favor se acumula como crédito, el faltante se cobra al mayor de los cargos tarifarios, y cada 24 meses el crédito acumulado vuelve a cero «sin que la Distribuidora deba otorgar una compensación económica». El cargo por demanda y el de comercialización se siguen pagando (Regulación 005/24).

Quién es el dueño también está escrito, con una tensión. La ley de marzo de 2026 permite que los sistemas de autoabastecimiento sean de propiedad del consumidor «o de terceros», siempre que su energía se destine exclusivamente a ese consumidor, y que se contrate a terceros su financiamiento, gestión, operación y mantenimiento (Registro Oficial 234). La Regulación 005/24 añade que el instrumento entre el consumidor y el tercero «no podrá establecer la actividad de comercialización (compra o venta) de la energía producida» al consumidor regulado, y que la distribuidora debe verificarlo (Regulación 005/24). El Decreto 515 dispone que los sistemas de terceros cuya energía se destine exclusivamente a consumidores regulados o no regulados «se considerarán como prestadores del servicio público de energía eléctrica», y que esos consumidores pagarán cargos por el uso o la disponibilidad de la red según la regulación que emita la ARCONEL (Reglamento General); la propia 005/24 fijaba esos peajes de distribución desde el 28 de febrero de 2029 (Regulación 005/24). Cómo se instrumentan los contratos a diez años de Santa Elena no consta en las notas de prensa.

Para un gran consumidor conectado a la transmisión, el camino es otro. La Regulación 010/24 «no contempla la modalidad remota para Consumidores No Regulados» (Regulación 010/24). La figura disponible es el autogenerador tipo B de la Regulación 005/21: una persona jurídica cuya generación y cuyos consumos propios «están en espacios separados, y para su autoabastecimiento requieren el uso de redes de transmisión y/o distribución», con medición individual en cada punto y pagando los peajes de transmisión y distribución por sus consumos propios (Regulación 005/21). Requiere un título habilitante del ministerio. Para grupos de empresas, los Distritos Autónomos Energéticos pueden abastecerse con generación local o remota, pagan peajes como consumidores no regulados y reciben un título de hasta 40 años (Reglamento General; Registro Oficial 234); un exministro estimó que formar uno tomaría de 18 a 24 meses (Primicias).

Y queda el vacío central. La energía remota llega por la red. Cuando el CENACE ordena a una planta salir de la red, con un suministro de cero megavatios, nada llega desde Santa Elena. El Decreto 515 exige generación para la totalidad de la demanda precisamente en esos periodos, y ninguna norma dice todavía si el autoabastecimiento remoto cuenta para el Decreto 32; Navarro reclamó claridad sobre si un consumidor no regulado con un contrato privado ya cumple (Expreso). Lo que la planta remota sí hace es reducir la energía comprada el resto del año y subir el porcentaje de autoabastecimiento anual, la medida que el presidente ha usado al hablar del 30% (El Universo).

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

• La cubierta cubre las horas de sol y la franja más cara entre semana; no cubre una desconexión.
• Una desconexión se mide en días. El respaldo se dimensiona por la carga que debe sobrevivir y por días de operación, con el combustible y el mantenimiento que eso exige.
• Los paneles solo aportan en isla si algo forma la red dentro de la planta: grupos electrógenos o baterías con inversores formadores de red.
• La planta remota reduce la energía comprada el resto del año, dentro de la misma distribuidora, y pagará los cargos de red que la ARCONEL fije.
• Los trámites van con la distribuidora para los clientes regulados y con la ARCONEL para los grandes consumidores, y se cuentan en meses; las redes de distribución tienen capacidad limitada en el punto de conexión.
• Hasta que la ARCONEL emita su norma, ninguna de las tres vías tiene escrito cómo acredita el cumplimiento del Decreto 32.

• La regulación de la ARCONEL que defina qué cuenta como cumplir, y en particular si el autoabastecimiento remoto y la generación contratada a terceros acreditan la obligación (Primicias).
• Los cargos por uso o disponibilidad de la red para los sistemas de autoabastecimiento que ordena el Decreto 515, frente a la fecha de 2029 que fijaba la Regulación 005/24 (Reglamento General; Regulación 005/24).
• Si se habilita el balance neto entre distribuidoras distintas, como pidió la Cámara de Industrias y Producción (Expreso).
• La tarifa de alto voltaje para 2027: toda la cuenta de retorno de una cubierta cambia según rija la tarifa temporal, de unos 30 centavos, o la anterior, de unos 12 (Registro Oficial 380).
• La tarifa del servicio de almacenamiento y los contratos bilaterales de las empresas de almacenamiento con grandes consumidores (Primicias).
• Las desconexiones después del 4 de noviembre y lo que ocurra el 15 de diciembre con las barcazas (Primicias).

Las normas se leyeron en sus textos: la Regulación ARCONEL-005/24 codificada, la Regulación ARCONEL-010/24, la Regulación ARCONEL-005/21, la ley publicada en el Quinto Suplemento del Registro Oficial 234, el Reglamento General a la LOSPEE codificado hasta el Decreto 515 en la copia que publica el CENACE, el Decreto 515 y la tarifa temporal en el Noveno Suplemento del Registro Oficial 380, la Regulación 002/26 en el Cuarto Suplemento 342 y los rubros de compensación en la resolución del 12 de octubre de 2026. Los rendimientos solares son las estimaciones de largo plazo del Global Solar Atlas para las coordenadas de cada ciudad, y la superficie de cubierta, del estudio de Tapia y otros de 2022. Las dimensiones y el peso del módulo son de una ficha técnica comercial de un modelo actual. Las cifras de los casos de Novacero, Fairis y Santa Elena son de las empresas, citadas por la prensa; los costos de equipos, de proveedores y consultores. Los cálculos marcados como propios son aritmética sobre esas cifras, no mediciones. Las definiciones de alto voltaje siguen a Primicias: AV1 hasta 138 kV, AV2 por encima (Primicias).

Este artículo describe normas, casos y cifras públicas; no es asesoría legal, técnica ni financiera. El diseño de un sistema de respaldo, la revisión estructural de una cubierta y la conexión a la red corresponden a ingenieros habilitados y a la distribuidora. Datos al 8 de noviembre de 2026; las normas, las tarifas y los precios citados pueden cambiar.