La autogeneración energética de las empresas choca con trabas y retrasos en Ecuador

La aspiración del Gobierno de que las grandes empresas generen su propia energía hasta el próximo 15 de diciembre aún están lejos de cumplirse. No porque el plazo vaya a modificarse -la autoridad, dicen los propios empresarios, ya ha aclarado que será inamovible-, sino por las limitaciones técnicas, de infraestructura y de trámites que dificultan alcanzar la meta propuesta para aliviar el déficit energético del país.

El Decreto Ejecutivo 32 obliga a las empresas e industrias consideradas clientes regulados de alto voltaje (AV1 y AV2) a implementar hasta fines de año sus propias fuentes energéticas para reemplazar el 100 % de la energía que demandan del sistema nacional. No obstante, para el sector empresarial, este objetivo en el corto plazo es un espejismo, pues transformar la provisión del sistema es un “camino empedrado” que requiere no solo grandes sumas de dinero, sino también tiempo para readecuar espacios, encaminar trámites e implementar equipos, un proceso que podría tomar años.

La traba empieza con la infraestructura eléctrica

Daniel Rosero, gerente técnico de SolarTeam, una empresa quiteña que opera desde 2020 en el mercado y que hoy asesora a algunas compañías en el proceso de cambio, explica primero el problema de infraestructura que enfrentan ciertas firmas, con techos que en su momento no fueron diseñados para instalar fuentes como paneles solares, o por la falta de espacio para implementar una planta solar.

Para las empresas que no cuentan con terreno suficiente para reemplazar el 100 % de la energía convencional, la norma da cierta flexibilidad para generar energía remota; es decir, instalar generación eléctrica a distancia (incluso en otra provincia) donde CNEL ejerza control. No obstante, explica el experto, en este proceso surge un primer problema: “muchas de las redes no cuentan con los parámetros o capacidades técnicas para soportar la generación que pueda producir un privado”.

170 empresasSe estima es el número de industrias que deben cumplir la normativa; representa 250 MW, el 6% del consumo a nivel nacional.

Cita las limitaciones que hoy tienen empresas como Santa Priscila, la mayor exportadora de camarón, con la cual ya han instalado dos plantas fotovoltaicas que han permitido alcanzar una cobertura del 30 %. Para elevar ese porcentaje, dice, ellos están obligados a instalar una subestación propia con líneas de transmisión a otro nivel de voltaje, pero, aunque existan los recursos, los tiempos de los trámites no siempre acompañan la urgencia. “Nosotros lo hemos vivido. Muchas veces depende de la distribuidora, pero usualmente una aprobación para la construcción de una línea de transmisión y de una subestación puede tomar entre seis y 18 meses”, advirtió el experto, quien por ello se atreve a decir que “llegar a la meta para diciembre va a ser una tarea complicada”.

Empresarios piden reunión al Gobierno

Esa preocupación, dice Juan Carlos Navarro, presidente de la Federación de Industrias del Ecuador, ya ha sido trasladada al Gobierno y esperan reunirse con las autoridades para plantear esta y otras inquietudes que traban la adopción de nuevas fuentes energéticas que, según un sondeo preliminar en el sector, tendrían una cobertura de solo el 60 %, bajo ciertos matices. Esto incluye, dice, el uso de generadores a diésel (con uso limitado de ocho a 12 horas diarias), paneles solares (sin provisión continua 24/7) y consumidores no regulados con contrato de provisión con generador privado, que sí cubren el 100 % de su demanda.

“Lo que se ha solicitado es mayor claridad en los parámetros de cumplimiento y una revisión caso por caso, donde la implementación no sea física o técnicamente viable dentro del plazo establecido. Consideramos necesaria una regulación secundaria o una reforma al texto vigente”.

En eso está de acuerdo María Paz Jervis, directora de la Cámara de Industrias y Producción, quien señala que entre los pendientes está el lograr la interconexión entre las mismas empresas de distribución energética para facilitar este proceso. “Si tú tienes una planta industrial en Tabacundo, pero resulta que, porque tienes el terreno o por la calidad climática que favorece a la generación, instalas una planta solar en Imbabura, esta instalación, que es distinta, entra a la red, pero no te permite el neteo económico; es decir, como son dos empresas de distribución distintas, tienes un problema administrativo que no se ha solventado”, dice.

Otros temas que se deben tomar en cuenta, agrega Navarro, es “el costo elevado del abastecimiento de diésel para generadores de alta demanda, la ambigüedad en el reglamento de la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía sobre si un consumidor no regulado con contrato privado ya cumple la disposición y las reales restricciones de mercado, como la falta de disponibilidad de generadores a gas natural”. Aún, dice, siguen esperando una respuesta oficial.

El mayor temor del sector empresarial es que un inminente estiaje ocasionado por el fenómeno de El Niño agrave el déficit energético del país que el Operador Nacional de Electricidad (Cenace) ha estimado para este escenario en 1.300 megavatios (MW). Independientemente de si se cumplió o no con la autogeneración, eso obligaría a la desconexión eléctrica del sector empresarial.

Para Roberto Aspiazu, presidente ejecutivo de la Cámara de Energía del Ecuador, este déficit no se puede resolver de la noche a la mañana porque existe un problema energético estructural. “En la crisis de apagones de 2024, ya teníamos 10 años sin cumplir con el plan maestro de generación”. Esta transformación, sostiene, no se puede hacer de un momento a otro, “porque no solo es un problema de generación, sino también de distribución y comercialización”. En 2025, agrega, existió un 20 % de pérdidas técnicas en procesos de transmisión y robo de energía, cuando ese porcentaje debería estar en el orden del 8 %.

Aspiazu, si bien apoya la transición, cree que se deberían dar las condiciones para lograrlo, ampliando las alternativas de adopción. “Hasta ahora la venta de energía de Colombia a Ecuador se ha dado de Estado a Estado, pero también la empresa privada de allá tiene ofertas que deberían explorarse”.

Sobre esta  disposición

Obligación. El grupo AV1 está conformado por las empresas que reciben energía eléctrica en niveles de voltaje de hasta 138 kV. En este segmento están cementeras y diversas industrias, ubicadas en el sector industrial de Durán. El grupo AV2  operan con voltajes superiores a 138 kV. Aquí están mineras y acereras.

Objetivo. El sistemas de autogeneración por parte de los grandes consumidores forma parte de la estrategia del Gobierno para reducir la presión sobre el Sistema Nacional Interconectado, que mantiene un déficit de generación eléctrica desde 2023. Actualmente, esa brecha bordea los 1.300 megavatios (MW).