Lo que debes saber

• La suspensión anticipada de la zafra deja sin actividad a cañicultores, transportistas y trabajadores de temporada.
  
• La caña que quedó en campo y logre conservarse pese a las lluvias se sumará a la cosecha de 2027, mientras los productores enfrentarán meses con menor y nula liquidez.
  
• Guayas concentra el 78,3 % de las 74.936 hectáreas cosechadas de caña de azúcar para azúcar en Ecuador en 2025, según la Encuesta de Superficie y Producción Agropecuaria Continua.

Los ingenios San Carlos y Agroazúcar (La Troncal) dieron por terminada de forma anticipada la zafra 2026 por las fuertes lluvias registradas en las últimas semanas. El cierre deja sin actividad a cañicultores, transportistas y trabajadores de temporada. Ángel López, presidente de la Asociación de Productores de Caña de Azúcar del Cantón Milagro (APCAM), dice que hasta el momento no conoce de un plan de contingencia para ellos.

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El impacto ya se traslada a los campos. La caña que no pudo ser cosechada deberá esperar hasta que se reanude la molienda, mientras que las labores que los productores realizan después del corte también quedan suspendidas. López explica que, tras la cosecha, los cañicultores contratan personal para tareas como resiembra, control de maleza y fumigación, previstas entre julio y diciembre. Sin esa actividad, advierte, esos trabajadores también quedarán sin empleo y muchos podrían migrar a la ciudad en busca de trabajo.

La interrupción alcanza además a quienes trabajan alrededor de la cosecha. "Los transportistas, los mecánicos, los alzadores, los que operaban las máquinas cosechadoras, y toda esa cantidad de personal va a quedar sin trabajo", señala López. Menciona también al personal de seguridad que acompañaba a la maquinaria.

Según López, tres grandes ingenios —La Troncal, San Carlos y Valdez— se reparten la cuenca baja del Guayas, donde, dice, se produce el 80 % de la caña del país. Cada uno recibe la caña de productores ubicados en un radio no mayor a 30 kilómetros, para evitar costos adicionales de transporte.

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Alrededor de esa actividad se mueven miles de plazas de trabajo. Como referencia, San Carlos, al iniciar su zafra número 129 en julio, estimaba generar más de 4.000 empleos directos e indirectos en Marcelino Maridueña y sus alrededores para la cosecha de unas 28.500 hectáreas. Mientras que el censo agropecuario de la Prefectura del Guayas registra 55.331 hectáreas de caña y 8.295 trabajadores en ese cultivo. Se ubican principalmente en los cantones Milagro, Marcelino Maridueña, El Triunfo y Naranjito.

El cierre anticipado de los ingenios

Augusto Ayala, vicepresidente administrativo de San Carlos y presidente del directorio de la Federación Nacional de Azucareros (Fenazúcar), anunció la decisión el 30 de septiembre. Explicó que en algunas estaciones llovió el equivalente a 100 milímetros en una noche, que los equipos no podían entrar a los campos y que la maquinaria dañaba la cepa de la caña.

Ayala dijo que San Carlos produjo un poco más de la tercera parte de lo que necesitaba y que los contratos de temporada terminan esta semana, por lo que solo el personal estable continúa.

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Por su parte, Agroazúcar informó que concluye la zafra desde el 30 de septiembre por la seguridad de su gente. En su comunicado atribuyó la afectación a las lluvias del fenómeno de El Niño. La empresa lamentó el fin de las fuentes de trabajo de su personal de temporada y el impacto sobre el resto de la cadena productiva.

En el caso de Valdez, Ayala, que también habla como presidente de Fenazúcar, planteó que el problema no es solo de San Carlos. "Lo mismo que nosotros han tenido que hacer ya, por lo menos en el Ingenio La Troncal y en el Ingenio Valdez", dijo. De momento, Valdez no ha publicado un comunicado oficial.

Meses sin liquidez para los productores

López explicó que la zafra, de julio a diciembre, se divide en tres tercios de dos meses. Este año arrancó a mediados de julio, por lo que prácticamente se cosechó la producción de agosto y septiembre; octubre, noviembre y diciembre quedan para el próximo año.

A inicios de septiembre, en una entrevista previa con este Diario, López ya temía un golpe en el último tercio. Hoy, dijo, se afectan el segundo y el tercero.

La caña que no se cortó deberá cosecharse primero cuando se reanude la molienda. Ayala espera arrancar la zafra de 2027 más temprano si el clima lo permite, mientras que López espera que sea en junio y advierte que los volúmenes rezagados se sumarán a los normales dentro del mismo semestre.

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Para los productores esto significa, según el presidente de la APCAM, enfrentar varios meses sin liquidez hasta que las condiciones climáticas permitan retomar las actividades del sector. Por ello, plantea como necesarios créditos a baja tasa para los cañicultores y que la banca reestructure pasivos. Aclaró que no piden condonar deudas ni "limosnas", sino tiempo para pagar y capital para volver a sembrar.

Sobre la respuesta oficial de las autoridades ante lo que afronta el sector cañicultor, afirmó: "Hasta ahora hay un silencio".

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Lo que debe saber

• Filas de hasta 25 cuadras: Taxistas reportan dificultades para conseguir GLP en estaciones de Guayaquil y también en Durán.
• Hasta 10 dólares diarios: Un taxi puede utilizar unos 30 kilogramos de GLP para una jornada, con un gasto aproximado de entre 7 y 10 dólares.
• Despacho normal: Petroecuador indicó que el despacho es nornal, no detalló por qué faltó GLP para los taxis en Guayaquil y Durán.

Los taxistas de Guayaquil arrancaron octubre con un problema que impactó directamente sus jornadas de trabajo: la dificultad para encontrar GLP en varias gasolineras de la ciudad.

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Desde las primeras horas de este 1 de octubre de 2026, conductores que utilizan sistemas duales, es decir, vehículos que funcionan con gasolina y Gas Licuado de Petróleo (GLP), llegaron a diferentes estaciones de servicio en busca del combustible. En algunos puntos se formaron largas filas que, según los taxistas, llegaron a extenderse hasta 25 cuadras.

El inconveniente también fue reportado por conductores de Durán. La falta del producto generó preocupación entre quienes dependen del GLP para mantener sus vehículos operativos durante toda la jornada.

Petroecuador descarta restricciones generalizadas

Ante la situación, Diario EXPRESO consultó a Petroecuador sobre el abastecimiento de GLP para el sector vehicular.

La empresa pública señaló que los despachos se realizan de acuerdo con las programaciones mensuales aprobadas por la Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos (ARCH), y que EP Petroecuador atiende esas programaciones conforme a los volúmenes autorizados para cada comercializadora.

Según sus registros, durante septiembre de 2026 el cumplimiento de los despachos de GLP para el sector vehicular alcanzó el 98,74 % de la programación autorizada. En ese mes se despacharon 6.199.550 kilogramos, frente a una programación de 6.278.904 kilogramos.

Petroecuador agregó que sus registros operativos muestran que los despachos se ejecutaron de manera regular y conforme a las asignaciones establecidas por la ARCH.

Respecto a la falta del gas en Guayaquil y Durán, la empresa indicó que, dentro de su ámbito de competencia, no se han identificado restricciones generalizadas en el despacho de GLP desde los terminales que abastecen a este segmento.

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El mantenimiento que habría provocado la espera

Mientras Petroecuador señala que no existen restricciones generalizadas, el gremio de taxistas maneja otra explicación para las dificultades registradas durante la mañana.

Jorge Gómez, presidente de la Unión de Taxistas de Guayas, dijo a Diario EXPRESO que el problema estaría relacionado con un mantenimiento realizado en el punto desde donde se despacha el GLP para los taxis.

“He conversado con el representante de una gasolinera y me dijo que hubo un mantenimiento en Pascuales, que es donde se despacha el gas”, explicó Gómez.

Mientras se solucionaba el inconveniente, Gómez pidió a los taxistas utilizar gasolina durante unas horas para evitar que la falta de GLP afectara el servicio en una hora de alta demanda.

“Animo a los taxistas usar gasolina para trabajar por unas horas y no paralizar el servicio en una hora pico”, manifestó, al señalar que durante ese período muchas personas utilizan el taxi para trasladarse al trabajo o a clases.

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El GLP tiene un peso importante en el transporte comercial. Entre 18.000 y 20.000 taxis formales del país operan con sistemas duales, una cifra que representa alrededor del 25 % de la flota nacional.

El uso de este combustible se concentra principalmente en provincias de la Costa, entre ellas Guayas, El Oro, Santa Elena y Manabí.

En Guayaquil, un taxi que funciona con GLP consume aproximadamente 30 kilogramos para llenar su tanque. Esa cantidad puede permitirle completar una jornada de trabajo y representa un gasto diario de entre 7 y 10 dólares, según los taxistas. Al usar gasolina el gasto por día puede ser entre 25 y 35 dólares.

El episodio vuelve a poner sobre la mesa la importancia del GLP para una parte de la flota de taxis de la Costa y la necesidad de garantizar un abastecimiento continuo para evitar que los conductores tengan que permanecer durante horas en las estaciones de servicio.

La advertencia del sector llega después de que el Gobierno Nacional incrementara la tarifa eléctrica para las empresas e industrias de alto consumo, específicamente las clasificadas por la Arconel como Alto Voltaje 1 (AV1) y Alto Voltaje 2 (AV2). En esta clasificación están las industrias camaroneras.

El Gobierno Nacional cambió desde el 1 de octubre de 2026 las tarifas eléctricas para las empresas de estos segmentos. El cambio implica que, para los consumos de octubre, noviembre y diciembre de 2026, el precio medio pasa a ser de $ 0,30 por kWh para AV1 y $ 0,29 por kWh para AV2. Antes, estos consumidores pagaban alrededor de $ 0,12 por kWh.

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La tarifa se suma al encarecimiento de los combustibles

En su comunicado, la CNA señala que este incremento en la tarifa eléctrica se suma al encarecimiento de los combustibles, la harina y el aceite de pescado, y a las presiones sobre otros insumos agrícolas utilizados en la producción de alimento para camarón.

"No se trata únicamente de menores márgenes: está en juego la capacidad de seguir operando y sostener empleos. Competimos en mercados internacionales donde no podemos trasladar automáticamente cada nuevo costo al precio de venta, mientras productores de países como India acceden a energía más barata", dice el comunicado.

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El ajuste de la tarifa genera diferencias entre empresas de la misma actividad

La Cámara de Acuicultura además indica que el ajuste para consumidores de alto voltaje también genera diferencias de costos entre empresas de una misma actividad, según su categoría tarifaria. Además, sus efectos se extienden por la cadena: el encarecimiento del alimento balanceado, el procesamiento y la refrigeración presiona incluso a quienes no reciben directamente el aumento, detalla.

"A los mayores costos se suman las interrupciones del suministro. Los laboratorios y las fincas trabajan con animales vivos; las plantas procesadoras y la logística dependen de una cadena de frío continua. Una desconexión prolongada puede causar pérdidas que no se recuperan cuando vuelve la electricidad", añade.

Días antes de elevar las tarifas a las industrias, el Gobierno pidió a las mismas desconectarse una vez a la semana de la red nacional de energía, con la intención de ahorrar 3.100 MWh al día y así evitar apagones en el país, cuando ha empezado la época seca y la falta de agua impide la generación de energía desde las hidroeléctricas.

Finalmente, la CNA indica en su comunicado que la decisión de elevar las tarifas requiere antes evaluar los impactos a las empresas y mantener un diálogo técnico con los sectores afectados. Además, menciona que se debe trabajar con claridad desde ahora sobre los criterios y las condiciones de la revisión tarifaria anunciada para diciembre, y planificar el suministro y las desconexiones considerando las necesidades y la capacidad real de respaldo de cada eslabón.

Lea también

• La Cámara de Industrias de Guayaquil estima que las nuevas tarifas eléctricas generarán $156 millones en costos adicionales para las industrias hasta finales de 2026.
  
• Arconel fijó precios medios de 30 centavos por kWh para AV1 y 29 centavos para AV2, frente a una tarifa industrial que bordeaba los 12 centavos por kWh.
  
• El aumento coincide con las restricciones de consumo eléctrico y con el plazo del 15 de diciembre de 2026 para que los consumidores de alto voltaje cuenten con generación propia.

El aumento de las tarifas eléctricas para los grandes consumidores de Ecuador, que entró en vigencia este 1 de octubre de 2026, en medios de los racionamientos de electricidad que atraviesa este sector desde el 22 de septiembre, encendió las alertas en el sector industrial.

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La Cámara de Industrias de Guayaquil (CIG) informó a a través de un comunicado difundido el 30 de septiembre en sus redes sociales que las industrias deberán desembolsar alrededor de $156 millones adicionales hasta finales de 2026 por el ajuste aplicado a los consumidores de Alto Voltaje 1 y 2 (AV1 y AV2).

Ante este escenario, la CIG expuso “su preocupación por el indiscutible impacto en la producción, los consumidores y la inversión”.

Industrias calculan el impacto de las nuevas tarifas

Según el gremio, el incremento promedio de las tarifas será del 185 %, aunque el impacto variará en cada empresa dependiendo de su proceso productivo, nivel de consumo y horarios de operación.

Previo a la actualización realizada por la Agencia de Regulación y Control de Electricidad (Arconel), la tarifa promedio para el sector industrial bordeaba los 12 centavos por cada kilovatio hora (kWh). Mientras tanto, desde este 1 de octubre hasta finales de diciembre de 2026 será entre 29 centavos y 30 centavos el kWh. Es decir, más del doble de lo que pagaban en promedio hasta septiembre.

La CIG expresó su “preocupación por el indiscutible impacto en la producción, los consumidores y la inversión” y anticipó que este viernes presentará observaciones ante el Comité Asesor Permanente en Materia de Energía Eléctrica.

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Antes de conocerse los nuevos valores, Andrés Robalino, director ejecutivo del Comité Empresarial Ecuatoriano (CEE), señaló a EXPRESO que un incremento del costo de la electricidad para el sector industrial no debe aplicarse de manera aislada.

“Detrás de una medida como aumentar el costo del consumo eléctrico para el sector industrial, debe estar también una estrategia para poderle dar al sector privado esa estabilidad en largo plazo”, señaló.

Diario EXPRESO conoció que el ministro de Ambiente y Energía, Juan Carlos Blum, tiene previsto reunirse con representantes de este gremio este 2 de octubre en Guayaquil.

¿Qué pasará con las tarifas después de diciembre?

El pronunciamiento de este sector se produjo después de que la Arconel oficializara el 30 de septiembre la reforma del Pliego Tarifario para los consumidores AV1 y AV2.

La entidad informó que el nuevo esquema establece, para los consumos de octubre, noviembre y diciembre, un precio medio de:

El sector industrial solicitó también previsibilidad sobre lo que ocurrirá después de diciembre. La Cámara consideró necesario conocer las condiciones que se tomarán en cuenta para revisar nuevamente las tarifas a finales de año.

En Ecuador, el Pliego Tarifario, que usualmente entra en vigor desde el 1 de enero, suele aprobarse en los últimos meses del año anterior.

El gremio pidió además coordinar y planificar las interrupciones del suministro eléctrico que se aplican paralelamente al aumento tarifario.

Este pedido surge a propósito que desde el 22 de septiembre de 2026, los grandes consumidores enfrentan restricciones de electricidad, que apuntan a reducir la demanda de energía eléctrica y, ahora, mayores precios de la electricidad

Las primeras medidas comenzaron el 22 de septiembre con 185 consumidores AV1 y AV2, a quienes el Gobierno pidió disminuir temporalmente su consumo. Inicialmente se planteó una reducción durante un día a la semana, pero posteriormente se solicitó ampliar de 24 a 48 horas el período de desconexión voluntaria.

El Gobierno también incorporó desde el 28 de septiembre a consumidores de medio voltaje con mayor consumo dentro de su estrategia para disminuir la presión sobre el sistema eléctrico. Y hasta la Escuela Politécnica del Litoral (Espol).

¿Cuánto pagarán los grandes consumidores?

La Arconel mencionó en su comunicado que la reforma a las tarifas era “técnica” y responde a las contingencias y al escenario hidrológico que enfrenta Ecuador. Por ello, las empresas distribuidoras deberán incorporar los nuevos valores en sus sistemas comerciales para su aplicación.

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Los precios medios anunciados por el regulador no significan, sin embargo, que todas las industrias pagarán exactamente 29 o 30 centavos por cada kWh. El pliego establece cargos que varían según el nivel de voltaje, la distribuidora y el horario de consumo.

En determinadas tarifas industriales de alto voltaje con demanda horaria diferenciada, por ejemplo, el cargo por energía puede superar los 30 centavos por kWh y alcanzar 35,09 centavos por kWh en determinadas horas, según el nuevo Pliego Tarifario.

La nueva tarifa se cruza con la obligación de autogeneración

Además, la nueva tarifa se emite a propósito de la obligación de autogeneración establecida para los grandes consumidores. El Decreto Ejecutivo 32, de junio de 2025, dio un plazo de 18 meses a los consumidores de alto voltaje para contar con generación propia que cubra su demanda. Ese plazo vence el 15 de diciembre de 2026.

Sin embargo, el ministro de Ambiente y Energía, Juan Carlos Blum, reconoció que varias empresas no llegarán a esa fecha con capacidad suficiente de autogeneración. Por ello, el Gobierno planteó una alternativa para que puedan permanecer conectadas al Sistema Nacional Interconectado, pero pagando una tarifa que refleje los costos reales de la electricidad que reciben.

Según el ministro, estos grandes consumidores pagaban alrededor de $0,12 por kWh, mientras que generar su propia electricidad con equipos térmicos les cuesta entre $0,38 y $0,44 por kWh. 

LO QUE DEBES SABER

• la ronda de optimización incluirá 11 campos de Petroecuador que hoy producen unos 16.000 barriles diarios y que no requieren fase exploratoria.
• Con perforación y recuperación secundaria, esos campos llegarían a 30.000 barriles diarios en un plazo de cuatro a cinco años.
• El MAE prevé captar unos $1.000 millones; la ronda se lanzará en diciembre de 2026 y las bases se venderían en el primer trimestre de 2027.

Los campos de Petroecuador que saldrán a la ronda petrolera de diciembre producen hoy unos 16.000 barriles diarios y, con inversión privada, llegarían a 30.000 en cuatro a cinco años, dijo el viceministro de Hidrocarburos, Eduardo Racines, el 1 de octubre de 2026.

Al momento son 11 campos en producción, precisó Racines. El Ministerio de Ambiente y Energía (MAE) conversará con Petroecuador para que se quede con los que puede operar con eficiencia y que los demás pasen al Ministerio para incluirlos en una ronda internacional.

Como esos campos ya están en explotación, las empresas no necesitarían pasar por una fase de exploración: "la empresa privada podría tomar esos campos y reactivar la producción inmediatamente", dijo Racines.

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Para llegar a los 30.000 barriles, las empresas tendrían que perforar nuevos pozos y aplicar técnicas para extraer más crudo, agregó. 

La ronda podría captar alrededor de $1.000 millones y las bases se venderían en el primer trimestre de 2027.

Racines no precisó los nombres de los 11 campos y, sobre el ingreso de capital privado al campo Sacha, dijo que ese proceso lo lleva directamente la Presidencia de la República con Petroecuador.

¿Cuántos campos incluye la ronda de diciembre?

En el XXI Encuentro Anual de Petróleo y Gas (Enaep 2026), en Quito, el ministro de Ambiente y Energía, Juan Carlos Blum, dijo que la ronda incluye 14 campos, entre áreas que ya producen y zonas por explorar, con un potencial superior a 30.000 barriles diarios.

Ambos funcionarios hablaron de una inversión de $1.000 millones.

Racines se refirió a 11 campos en producción y Blum a 14 campos, sin que se precisara cómo se relacionan ambos listados. 

Para Racines, los 30.000 barriles serían la producción total, unos 14.000 más que hoy.

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¿Qué otras rondas prepara el Gobierno?

Antes de esa ronda está en marcha la Ronda Intracampos III, que según Blum contempla una inversión cercana a $100 millones y un potencial de unos 11.000 barriles.

Racines afirmó que el MAE busca lanzar una ronda por año y que la siguiente sería la Suroriente, en la frontera con Perú, a finales de 2027.

Para esa zona, Blum habló de 14 bloques, $4.500 millones de inversión y un potencial de 300.000 barriles adicionales.

Blum también mencionó 11 bloques de gas natural en el mar, frente a la costa, en los que hay interés de grandes empresas del sector.

¿Cuánta inversión petrolera se gestionó en 2026?

En 2026, el Gobierno gestionó unos $300 millones en inversión petrolera, $273 millones de ellos por la modificación de cinco contratos con privados, dijo Blum. Según Blum, los procesos desarrollados proyectan 17 millones de barriles de reservas adicionales y 4.000 barriles diarios de producción adicional.

Tras el cese forzado de las labores de cosecha por las intensas lluvias, el sector azucarero nacional confirmó que no alcanzará ni la mitad de la producción proyectada para este año, lo que obligará a Ecuador a recurrir a la importación masiva de azúcar para garantizar el consumo interno.

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Suspensión de actividades y despido de personal de temporada

Entre las empresas afectadas destaca Agroazúcar Ecuador S.A., que hizo oficial el cese anticipado de sus operaciones a partir de este miércoles 30 de septiembre. A través de un comunicado dirigido a colaboradores, cañicultores, transportistas y comunidades de La Troncal y sus zonas aledañas, la compañía explicó que adoptó esta decisión por motivos de seguridad frente al invierno. 

La paralización implica la finalización inmediata de los contratos del personal eventual, además de generar un fuerte impacto económico en los proveedores y la cadena productiva local, aunque la firma aseguró que mantendrá el cumplimiento de sus compromisos comerciales mientras evalúa retomar labores en el futuro.

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Pérdidas en la cosecha y freno en los ingenios

La situación es igualmente crítica en cantones como Marcelino Maridueña y Naranjito, donde el Ingenio San Carlos también se vio obligado a detener la molienda. 

Los constantes aguaceros —que en algunas estaciones alcanzaron hasta cuatro pulgadas de agua por noche— imposibilitaron el ingreso de la maquinaria pesada a los campos. 

Esta interrupción provocó que la planta produjera menos de la mitad del volumen previsto para esta temporada y dejara cerca de 20.000 hectáreas de cultivo sin cosechar, afectando tanto a predios propios como a independientes.

Importación de azúcar para garantizar el consumo nacional

En rueda de prensa, voceros del Ingenio San Carlos calificaron el escenario como un problema de carácter nacional que se ha agudizado de manera drástica en las últimas dos semanas. 

Frente a este déficit de producción, la industria azucarera confirmó que la única alternativa para garantizar el suministro interno será la importación del insumo, aun cuando esta medida represente un elevado riesgo financiero y severas pérdidas económicas para las empresas del ramo.

¿Cuáles son los puntos a tratarse sobre esta ley y las propuestas de su reforma?

Entre los cambios principales que se impulsan, se busca evitar que los propietarios establezcan garantías excesivas. El monto tendría que guardar relación con los posibles costos de reparación o mantenimiento del inmueble.

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Hay propuestas de cambio sobre la devolución de la garantía. Los impulsores de la reforma plantean mecanismos más rápidos para que el inquilino pueda recuperar el depósito cuando termina el contrato. En una de las propuestas incorporadas al proyecto se establece un plazo de 30 días para la devolución, salvo que existan razones justificadas para retenerla.

También se busca establecer reglas sobre el contenido mínimo de los contratos y se modernizaría su registro. También se contemplan contratos y notificaciones electrónicas.

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¿Qué pasa con los desalojos?

En cuanto a desalojos y terminación de contratos, se busca actualizar las causales para terminar un contrato y reducir los tiempos de los procesos de desahucio y restitución del inmueble.

Las reformas además plantean protección y más mediación. De la primera, el proyecto plantea, por un lado, reforzar la protección del inquilino frente a abusos y, por otro, establecer mecanismos más claros para que el propietario pueda recuperar su inmueble cuando corresponda. Y sobre la mediación, la reforma busca evitar llegar a determinados procesos judiciales, y resolver conflictos entre propietarios e inquilinos.

En abril de este año, el Pleno de la Asamblea Nacional realizó el primer debate del proyecto de reformas a la Ley del Inquilinato, vigente desde 1960. Desde julio, han comparecido en la Asamblea sobre el tema, especialistas en derecho inmobiliario, académicos y representantes del sector para presentar sus observaciones técnicas.

Frente a este escenario complejo en la cadena de suministros y costos de materias primas, las empresas de consumo enfrentan una disyuntiva crítica: trasladar los incrementos al precio final del consumidor o encontrar mecanismos internos para absorberlos.

Kiosko, marca de quesos de Alpina Ecuador y referente en la nutrición del país, ha decidido tomar un camino disruptivo: sacrificar su imagen de marca antes que afectar la economía de sus consumidores. Esta eficiencia operativa genera un ahorro en producción que permite compensar la inflación de insumos sin alterar el precio de venta final al público ni la formulación del producto.

“Preferimos renunciar a la imagen de nuestra etiqueta, antes que pedirle un esfuerzo adicional al bolsillo de nuestra gente. Simplificamos nuestra presentación para asegurar que por dentro mantengamos exactamente la misma calidad, sabor y nutrición de siempre”, señala Gabriela Falconí, jefe de Marca de Alpina Ecuador.

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Ajustes para cuidar el bolsillo

La decisión responde a una estrategia de eficiencia que busca mantener la presencia del producto en los hogares ecuatorianos sin sumar presión al presupuesto familiar. Para la marca, el empaque pasa así de ser un elemento principalmente visual a convertirse también en una herramienta para optimizar costos.

Con esta modificación, Kiosko busca mantener su oferta y sus características habituales, mientras enfrenta el escenario de mayores costos que atraviesa la industria de alimentos.

En su cuenta de la red social X, Cordovez escribió: “A pocas horas del anuncio del presidente Daniel Noboa de adelantar el pago del décimo tercer sueldo a las y los trabajadores del sector público, diversos empresarios y gremios productivos han decidido sumarse a la invitación del Primer Mandatario y acoger esta iniciativa”.

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El 30 de septiembre de 2026, el presidente Daniel Noboa anunció que el décimo tercer sueldo se pagará el 16 de noviembre de 2026, 13 días antes de las próximas elecciones seccionales, en las que ADN participará por primera vez como movimiento.

El primer mandatario dijo: “Este año, el décimo tercer sueldo se entregará el 16 de noviembre para quienes trabajan en el sector público. No es una decisión fácil, pero sé lo que significa para miles de hogares ecuatorianos”.

¿Qué planteó el ministro de Desarrollo Económico?

En su mensaje, Cordovez indicó que “esto refleja el compromiso genuino del empresariado ecuatoriano con el bienestar de sus trabajadores y sus familias, al brindarles un respiro financiero vital previo a las festividades de Navidad y Fin de Año”.

El ministro de Daniel Noboa no especificó cuántas ni qué empresas o cámaras se sumarán a la iniciativa del Gobierno. El décimo tercer sueldo se entrega habitualmente en diciembre y contempla los ingresos percibidos por los trabajadores durante el período correspondiente.

La misma medida, un año después

Noboa tomó una decisión similar en 2025. El 5 de octubre de ese año, el jefe de Estado anunció el adelanto del décimo tercer sueldo para los trabajadores del sector público. Después de ese anuncio, empresas del sector privado también expresaron su respaldo a la medida y algunas decidieron replicarla.

En ese momento también estaba en curso otro proceso electoral. El Gobierno había convocado a los ecuatorianos al Referéndum y Consulta Popular 2025, que se realizó el 16 de noviembre de ese año.

Noboa impulsó cuatro preguntas en ese proceso. 

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Los resultados definitivos proclamados por el Consejo Nacional Electoral (CNE) establecieron que en las cuatro opciones se impuso el “No”: bases militares extranjeras, financiamiento estatal a organizaciones políticas, reducción del número de asambleístas y convocatoria a una Asamblea Constituyente.

Fue la primera derrota electoral de Noboa desde que asumió la Presidencia de la República en 2023.

Lo que debes saber

• Agroazúcar adelantó el cierre de la zafra 2026 debido a las fuertes lluvias, que dificultaron la cosecha y el transporte de la caña de azúcar.
• El cierre afecta a miles de trabajadores y actores de la cadena azucarera, entre ellos trabajadores temporales, cañicultores y transportistas, además de otros proveedores.
  
  
• La menor producción podría provocar problemas de abastecimiento de azúcar en Ecuador, por lo que el sector azucarero solicitó autorización para importar el producto.
  
  
  

La empresa azucarera Agroazucar (antes llamada Ingenio La Troncal), situada en el cantón La Troncal de la provincia de Cañar, anunció el cierre de manera anticipada de la zafra 2026, debido a las últimas lluvias ocasionadas por el fenómeno de El Niño que han imposibilitado la cosecha y el procesamiento de la caña de azúcar.

“Por la seguridad de nuestra gente, hemos decidido concluir la zafra de manera anticipada a partir del 30 de septiembre de 2026, en apego a la legislación vigente”, indicó Agroazucar a través de un comunicado dirigido a sus colaboradores y trabajadores de temporada, tales como cañicultores, transportistas, clientes y proveedores.

El anuncio de Agroazucar llega a la par del anuncio del Ingenio San Carlos, ubicado en Marcelino Maridueña, en la provincia del Guayas, que también informó el 30 de septiembre que suspendió la zafra por las lluvias intensas.

En condiciones normales, la zafra de los ingenios de la Costa se desarrolla desde junio hasta diciembre, según información de la Federación Nacional de Azucareros, lo que quiere decir que las fuertes precipitaciones han obligado a frenar el trabajo tres meses antes y dejar sin empleo a los trabajadores, al menos por ese lapso.

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¿Qué perjuicio ocasionan las fuertes lluvias?

Las empresas de cosecha de caña de azúcar deben suspender sus trabajos en el campo porque las lluvias excesivas saturan de agua los terrenos a tal punto que los camiones y demás maquinaria no pueden ingresar a las cosechadoras.

“Sabemos lo que significa. Lamentamos profundamente las fuentes de trabajo que concluyen para nuestro personal de temporada y el impacto que sentirán cañicultores, transportistas, clientes, proveedores y la economía de toda nuestra zona”, menciona en su anuncio Agroazucar.

No obstante, la empresa añade que es una pausa y no un final y que sigue adelante cumpliendo cada uno de sus compromisos.

El Ingenio Valdez, ubicado en Milagro, también provincia del Guayas, y que había iniciado en junio su contratación de personal para la zafra 142, también ha dado por terminada la zafra de este año por la misma razón.

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El vicepresidente del Ingenio San Carlos y presidente del directorio de la Federación Nacional de Azucareros (Fenazúcar) explicó que las precipitaciones se intensificaron durante las últimas dos semanas, haciendo que la empresa produzca apenas poco más de la tercera parte de la cantidad de azúcar que necesitaba generar para atender a sus clientes.

El vocero además señaló que unas 20.000 hectáreas de caña, entre cultivos propios y de cañicultores, quedarían rezagadas para ser cosechadas en 2027, siempre que las condiciones meteorológicas permitan iniciar la próxima zafra de manera más temprana.

Los cierres de las zafras provocarán un problema de abastecimiento de azúcar en el país, por lo que Fenazúcar ya solicitó al Ministerio de Agricultura la autorización necesaria para importar azúcar y garantizar el suministro a los clientes de la industria.

Lo que debe saber

• Filas de hasta 25 cuadras: Taxistas reportan dificultades para conseguir GLP en estaciones de Guayaquil y también en Durán.
• Los cupos fueron eliminados: El Decreto Ejecutivo 488 permitió el libre abastecimiento de GLP para taxis amarillos en estaciones autorizadas.
• Hasta 10 dólares diarios: Un taxi puede utilizar unos 30 kilogramos de GLP para una jornada, con un gasto aproximado de entre 7 y 10 dólares.

Los taxistas de Guayaquil arrancaron octubre de 2026 con un problema que impacta directamente sus jornadas de trabajo: la falta de GLP en varias gasolineras de la ciudad.

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Desde las primeras horas de este 1 de octubre, conductores que utilizan sistemas duales, es decir, que pueden funcionar con gasolina y GLP, reportaron dificultades para encontrar el combustible. En algunas estaciones se formaron largas filas de vehículos que esperaban la llegada del producto. Según los taxistas, las colas llegaron a extenderse hasta 25 cuadras.

El inconveniente no solo afecta a los conductores de Guayaquil. Los taxistas aseguran que también se registra un problema similar en Durán, aunque hasta el momento no existe una explicación oficial que determine las causas del desabastecimiento.

Sin embargo, el presidente de la Unión de Taxistas de Guayas, Jorge Gómez, indicó a Diario EXPRESO el problema sería porque se hizo un mantenimiento donde se despacha el GLP para taxis. "He conversado con el representante de una gasolinera y me dijo que hubo un mantenimiento en Pascuales, que es donde se despacha el gas. Se estima que entre las 10:00 y 11:00 y habrá gas. Animo a los taxistas usar gasolina para trabajar por unas horas y no paralizar el servicio en una hora pico, que es cuando las personas usan taxi para ir al trabajo o a clases".

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Un problema que ya ocurrió en 2024

La situación recuerda a lo ocurrido en 2024, cuando también se registraron dificultades para abastecer de GLP a los taxis. En aquella ocasión, el problema estaba relacionado con restricciones para el despacho del combustible y con los cupos establecidos para este sector.

Sin embargo, ese esquema cambió posteriormente. Mediante el Decreto Ejecutivo 488, el Gobierno eliminó las restricciones de cupos fijos mensuales de GLP para los taxis amarillos. La medida permitió el libre abastecimiento en las estaciones autorizadas y abrió la posibilidad de incorporar nueva infraestructura para la comercialización del combustible.

Por eso, los taxistas consideran que el escenario actual requiere una explicación, ya que las restricciones de cupos que existían en 2024 fueron eliminadas.

Diario EXPRESO solicitó información a Petroecuador para conocer las causas de la falta de GLP y determinar si existe algún inconveniente en la distribución o comercialización del producto. Hasta el cierre de esta nota no se había recibido una respuesta oficial.

Un combustible clave para miles de taxis

El GLP tiene un peso importante en el transporte comercial. Entre 18.000 y 20.000 taxis formales del país operan con sistemas duales, una cifra que representa alrededor del 25 % de la flota nacional.

El uso de este combustible se concentra principalmente en provincias de la Costa, entre ellas Guayas, El Oro, Santa Elena y Manabí.

En Guayaquil, un taxi que funciona con GLP consume aproximadamente 30 kilogramos para llenar su tanque. Esa cantidad puede permitirle completar una jornada de trabajo y representa un gasto diario de entre 7 y 10 dólares, según los taxistas. Si usan gasolinas el gasto sería de unos 35 dólares.

Por ello, cuando el GLP no está disponible, el problema no se limita al tiempo perdido en una fila. Los conductores deben buscar otra estación, esperar el abastecimiento o recurrir a gasolina, lo que puede elevar sus costos de operación.

Lo que debes saber

• El Gobierno amplió las restricciones eléctricas tras conseguir una reducción de entre 135 MW y 200 MW durante la primera semana de medidas para grandes consumidores.
  
• La estrategia ahora incluye a consumidores de medio voltaje, amplía de 24 a 48 horas la desconexión solicitada y alcanza a la Espol, que trasladó temporalmente sus actividades a modalidad virtual.
  
• El Gobierno busca reducir alrededor de 500 MW de la demanda nacional, mientras el embalse Mazar continúa perdiendo nivel durante el estiaje.

A una semana del inicio de los cortes temporales de energía para los grandes consumidores (Alto Voltaje 1 y 2) en Ecuador, que permitieron reducir la demanda nacional en un 4,4 %, el Gobierno amplió el alcance de esta restricción. Desde este 29 de septiembre el período de racionamiento pasó de 24 a 48 horas, una universidad tuvo que modificar sus actividades. Aparte de la incorporación de empresas de mediano voltaje desde esta semana.

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Diario EXPRESO conoció el 29 de septiembre de 2026, en la noche, que el Gobierno pidió extender a 48 horas el período de desconexión voluntaria a este segmento. Y este 30 de septiembre confirmó con el sector empresarial sobre la esta nueva disposición. También se consultó al Ministerio de Ambiente y Energía sobre el alcance de esta medida y está a la espera de su respuesta.

“Efectivamente han pedido extender el plazo de la desconexión voluntaria a 48 horas”, refirió una fuente del sector productivo de Ecuador.

Sin embargo, la aplicación de la medida puede variar entre empresas. Varias mantienen conversaciones directamente con los gerentes de las distribuidoras eléctricas para acordar la forma en que cumplirán con la reducción solicitada. 

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“Hay muchas empresas que están hablando directamente con los diferentes gerentes de las empresas distribuidoras para llegar a un acuerdo en la forma de desconexión”, agregó.

Aparte del sector industrial, la Escuela Superior Politécnica del Litoral (Espol), ubicada en el noroeste de Guayaquil, considerada consumidor de Alto Voltaje 1 (AV1), resolvió pasar temporalmente a clases virtuales y teletrabajo debido a las interrupciones programadas de servicio público de electricidad.

En esta institución las actividades académicas de grado y posgrado pasaron de la modalidad presencial a virtual desde este 30 de septiembre hasta el 8 de octubre. También se autorizó el teletrabajo para parte de su personal administrativo.

Las restricciones eléctricas alcanzan a más consumidores

EXPRESO consultó también a dos centros universitarios de Quito sobre la posibilidad de adoptar medidas similares para reducir el consumo de energía. Pero ambas instituciones indicaron que, hasta el mediodía de este martes, no habían recibido ninguna disposición.

La ampliación de estas medidas restrictivas apuntan a incrementar la reducción de la demanda nacional de energía. Y así preservar las reservas del embalse Mazar, que es clave para el sector eléctrico del país.

Hasta este 30 de septiembre, a las 13:00, por ejemplo, la cota de Mazar bajó ya 20,63 metros desde finales de julio de 2026, que alcanzó su nivel máximo (2.153,32 metros sobre el nivel del mar).

Gobierno busca reducir 500 MW de la demanda eléctrica

A pesar de este panorama, el ministro de Ambiente y Energía, Juan Carlos Blum, expuso este 30 de septiembre en radio Centro que la situación del sector eléctrico se encuentra bajo control.

El funcionario detalló que con el aporte de los consumidores de Alto Voltaje 1 y 2 (AV1 y AV2), los de mediano voltaje y una campaña de ahorro dirigida a los hogares, se prevé reducir alrededor de 500 MW de la demanda nacional de energía.

“No se prevé ningún apagón nacional dentro de las variables y con el sistema que tenemos al día de hoy”, aseguró Blum. Pero, condicionó este escenario al cumplimiento de las medidas adoptadas y a que se “mantengan las lluvias en la zona de Codo Codo Sinclair, como ha ocurrido en esta semana. Estamos con un esquema establece”.

El ahorro estimado actualmente equivale al 11,1 % de la demanda nacional, que en promedio bordea los 4.500 MW, según información del Operador Nacional de Electricidad (Cenace). Esta meta representa casi tres veces el resultado alcanzado durante la primera semana de restricciones, cuando la demanda se redujo alrededor de 200 MW o un 4,4 %.

Con las restricciones, que comenzaron el 22 de septiembre con 185 grandes consumidores AV1 y AV2, Blum reconoció el viernes pasado en Teleamazonas que la reducción de la demanda se ubicó en la primera semana entre 135 MW y alrededor de 200 MW.

¿Hasta dónde pueden llegar las restricciones?

Alejandro Jaya, ingeniero eléctrico especialista en Sistemas de Potencia y Regulación Fotovoltaica, explicó que antes de las medidas la demanda podía alcanzar un pico de entre 5.500 y 5.600 MW en cierta horas y posteriormente se movió alrededor de 5.300 MW. Esa diferencia da al Cenace un mayor margen para enfrentar los picos de consumo, precisa el especialista.

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Roberto Aspiazu, presidente ejecutivo de la Cámara de Energía de Ecuador, indicó que las medidas tomadas últimamente evidencian “que estamos entrando en una fase de racionamientos preeliminar” ante la dificultad para importar energía desde Colombia, por el periodo de sequía que atraviesa el país vecino. “No queda otra opción”.

Además, el dirigente refirió que frente a 2024 actualmente el sector industrial y centros académicos se encuentran mejor preparados para enfrentar este tipo de contingencias.

Aspiazu agregó que en los últimos dos años se han invertido aproximadamente de $900 millones en generadores de emergencia, que representan en promedio alrededor de 600 megavatios. Aunque no se trata de soluciones permanentes. Por ello, advierte que “si no llueve vamos a tener apagones”.

La falta de energía complica el escenario

Por su parte, Fernando Santos, exministro de Energía y Minas, coincidió en que el sistema eléctrico de Ecuador atraviesa una situación “complicada”, debido a la menor disponibilidad de generación térmica y a la imposibilidad de importar energía desde Colombia.

En ese escenario, Santos consideró que la ampliación de los racionamientos al sector industrial busca reducir aún más el consumo de electricidad para evitar, por ahora, restricciones al sector residencial, que es el mayor consumidor de este servicio básico. 

“Buscan ahorrar el agua de Mazar hasta finales de noviembre o inicios de diciembre”, señaló. Además, atribuyó esta estrategia al objetivo de evitar “apagones fuertes” hasta las elecciones seccionales que realizarán el próximo 29 de noviembre de 2026.

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En varios comunicados publicados, la institución desgrana esas medidas: la segunda, anunciada en conjunción con el Ministerio de Finanzas y el regulador del sector financiero, la NFRA, se aplicará durante un año a partir de hoy jueves 1 de octubre de 2026 para ciertos compradores de primera vivienda.

Se trata de la primera ocasión en que las autoridades fiscales centrales del gigante asiático ofrecen subvenciones directas sobre los intereses de préstamos hipotecarios comerciales a nivel individual, siempre y cuando estos sean para inmuebles inferiores a 120 metros cuadrados y la transacción no supere los 1,5 millones de yuanes (unos 224.000 dólares o 197.000 euros).

Las hipotecas cuyo capital sea inferior a un millón de yuanes (149.000 dólares) podrán beneficiarse de un subsidio de intereses equivalente a un punto porcentual anualizado de esa cantidad durante un plazo máximo de cinco años, apunta el documento.

Según expertos citados por el diario hongkonés South China Morning Post, los compradores con un préstamo por esa cantidad podrían ahorrar hasta 50.000 yuanes (7.500 dólares, 6.600 euros) si se acogen al nuevo programa.

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Apoyo a varios sectores

Minutos antes, el banco central había anunciado que reducirá del 1,75 % al 1,5 % su tasa de interés para los préstamos complementarios con garantía (PSL, según sus siglas en inglés) a un año, herramienta con la que otorga préstamos a bancos para dirigir el crédito hacia áreas prioritarias.

En este caso, el BPC indicó que el ámbito de esos créditos será ampliado para incluir proyectos relacionados con lo que Pekín denomina 'seis redes', iniciativas de inversión relativas a las redes hídricas, de electricidad, de computación, de comunicaciones de nueva generación, subterráneas y de logística.

Asimismo, la institución elevará sus cuotas de représtamo para los sectores dedicados a la innovación tecnológica y la agricultura, con 30.000 millones de dólares adicionales para lo primero y otros 75.000 millones para lo segundo, y avanzó que seguirá “haciendo un uso integral de diversas herramientas de política monetaria”.

Un “mini estímulo”

Las iniciativas se anunciaron tan solo un día después de que el Consejo de Estado (Ejecutivo), encabezado por el primer ministro, Li Qiang, prometiese medidas “más potentes” a nivel macro para impulsar la economía y reavivar la demanda nacional, lastrada desde principios de esta década ante la falta de confianza en el seno de los consumidores.

No obstante, el impacto de estas nuevas medidas es “muy limitado”, según analistas citados por Bloomberg, que creen que las autoridades se están centrando en garantizar el cumplimiento de los objetivos económicos oficiales con este “mini estímulo”, y no tanto en darle realmente la vuelta a la coyuntura de la demanda.

Según Xing Zhaopeng, de ANZ, Pekín tampoco podría acometer importantes rebajas de tipos mientras la Reserva Federal (Fed) estadounidense suba los suyos, ya que correría el riesgo de presionar a la baja sus tipos de cambio y de incentivar la fuga de capitales. 

Lo que debes saber

• El Gobierno elevó a 500 MW la meta de reducción de la demanda eléctrica, tras conseguir un recorte de entre 135 MW y 200 MW durante la primera semana de restricciones.
  
• El plan incorpora a consumidores de alto y medio voltaje y prevé sumar una campaña de ahorro dirigida a los hogares..
• Blum plantea un ahorro de entre 10 % y 12 % de la energía diaria, aunque las cifras que detalló suman 7.500 MWh, equivalentes al 6,7 % de los 111.000 MWh diarios señalados

El Gobierno elevó este 29 de septiembre de 2026 a alrededor de 500 megavatios (MW) la meta de reducción de la demanda eléctrica en Ecuador, después de que durante la primera semana de restricciones “temporales” de electricidad a grandes consumidores consiguió disminuirla entre 135 y alrededor de 200 MW.

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Para alcanzar la nueva meta, el Gobierno amplió las medidas que comenzaron con los consumidores de Alto Voltaje 1 y 2 (AV1 y AV2), incorporó a usuarios de medio voltaje con mayor consumo y ahora prevé sumar una campaña de ahorro dirigida a los hogares.

Así lo explicó este 30 de septiembre de 2026 el ministro de Ambiente y Energía, Juan Carlos Blum, durante una entrevista en radio Centro.

“No se prevé ningún apagón nacional dentro de las variables y con el sistema que tenemos al día de hoy”, aseguró Blum. Pero, condicionó este escenario al cumplimiento de las medidas adoptadas y a que se “mantengan las lluvias en la zona de Codo Codo Sinclair, como ha ocurrido en esta semana. Estamos con un esquema establece”.

En este sentido, el funcionario consideró que “el aporte de los industriales de alto voltaje uno y de alto voltaje dos, más los industriales de mediano voltaje que están repartidos en todo el país (...) y una concientización de la ciudadanía” permitirán alcanzar ahora una reducción de alrededor de 500 MW.

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De 200 MW a una meta de 500 MW

Las primeras restricciones comenzaron el 22 de septiembre con 185 consumidores AV1 y AV2, a los que se pidió reducir temporalmente, un día a la semana, su consumo de la red eléctrica.

Después, en esta semana que inició el 28 de septiembre el Gobierno incorporó al esquema a usuarios de medio voltaje con mayor consumo y hasta la Escuela Politécnica del Litoral (Espol), ubicada en Guayaquil.

Durante la primera semana, las medidas consiguieron disminuir la demanda entre 135 y alrededor de 200 MW, según informó Blum el 25 de septiembre en Teleamazonas.

La reducción también se reflejó en los picos de consumo. Antes de las restricciones, la demanda podía alcanzar entre 5.500 y 5.600 MW en determinadas horas, mientras que posteriormente se ubicó alrededor de 5.300 MW, según explicó a Diario EXPRESO Alejandro Jaya, ingeniero eléctrico especialista en Sistemas de Potencia y Regulación Fotovoltaica.

Para lograr una reducción mayor de la demanda nacional de energía, el Gobierno amplió además el período solicitado de desconexión voluntaria de las industrias de 24 a 48 horas. Las empresas coordinarán con las distribuidoras la forma de aplicar esta nueva medida.

Aparte, el Ejecutivo espera que el ahorro residencial contribuya también a acercarse a los 500 MW. Sin embargo, no detalló las medidas que se aplicarán en este segmento, que es el mayor consumidor de este servicio básico.

El Gobierno también apunta al ahorro de energía

Sin embargo, Blum sí detalló cuánto espera reducir el consumo de energía al día. Según el funcionario, el país consume alrededor de 111.000 megavatios hora (MWh) diarios y el objetivo es conseguir un ahorro que podría representar entre el 10 % y el 12 %.

Blum mencionó esta reducción proviene de:

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“Estamos hablando de aproximadamente 10.000 de los 111.000, es decir, alrededor de 10 % o 12 % de ahorro en la energía”, señaló el funcionario.

Sin embargo, las tres cifras detalladas por el ministro de Ambiente y Energía suman 7.500 MWh diarios, que considerando el consumo diario referido equivale al 6,7 % de la demanda nacional diaria.

Con estas medidas, el Gobierno busca disminuir la presión sobre el sistema eléctrico y preservar las reservas hidroeléctricas durante el estiaje y ante la posible llegada del fenómeno de El Niño. En el caso de Mazar, el embalse perdió más de 20 metros desde su último nivel máximo registrado a finales de julio hasta este 30 de septiembre de 2026.

Blum, sin embargo, aseveró que, con una reducción cercana a 500 MW y si las lluvias se mantienen, el sistema eléctrico se encontraría en un escenario estable. Aunque la semana anterior señaló que no es posible garantizar cómo evolucionarán el clima y el fenómeno de El Niño.

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Lo que debes saber

• Starlink ya ofrece conectividad móvil satelital en Ecuador mediante una alianza con CNT, bajo el servicio SatPower.
• Los planes pospago cuestan entre USD 15,99 y USD 25,99 más impuestos, mientras que los clientes actuales de CNT pueden añadir el servicio por USD 3 más impuestos.
• La tecnología permite mantener determinadas funciones del celular en zonas sin cobertura terrestre, siempre que el equipo sea compatible y tenga una vista despejada al cielo.

La conectividad móvil satelital de Starlink ya está disponible en Ecuador mediante una alianza con la Corporación Nacional de Telecomunicaciones (CNT).

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El servicio, denominado SatPower, permite que los teléfonos compatibles se conecten a los satélites de la compañía cuando se encuentran en lugares donde no existe cobertura de las redes móviles terrestres.

Los planes pospago que incluyen esta tecnología tienen precios de entre $ 15,99 y $ 25,99 más impuestos, según la información de CNT. Con impuestos incluidos, los valores llegan aproximadamente a $ 18,39 y $ 29,89, respectivamente. Los clientes actuales de la operadora también pueden añadir la conectividad satelital por 3 dólares más impuestos.

El sistema está pensado principalmente para zonas rurales, remotas o de difícil acceso, donde no existen torres de telefonía cercanas. Cuando el usuario sale del área de cobertura convencional, el celular puede enlazarse directamente con los satélites de Starlink, siempre que exista una vista despejada hacia el cielo.

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¿Todos los teléfonos pueden usar SatPower?

No todos los teléfonos pueden utilizar esta conexión. CNT señala que el servicio funciona con equipos compatibles con redes 4G (LTE) o 5G, aunque la posibilidad de acceder a la tecnología también depende del modelo y de que el fabricante haya habilitado el software necesario.

Por ello, no es indispensable comprar un celular nuevo, pero sí verificar que el dispositivo se encuentre entre los modelos autorizados.

La operadora mantiene un listado de equipos compatibles que reúne aproximadamente 1.700 modelos de más de 70 marcas. Además de celulares, el documento contempla otros dispositivos, como tabletas, rastreadores GPS, routers y módems.

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Para utilizar el servicio también se requiere tener actualizado el software del equipo, activar VoLTE y habilitar el roaming de datos.

¿En qué zonas estará disponible?

En Ecuador, la conectividad satelital Direct To Cell (D2C) estará disponible en zonas donde no exista señal móvil terrestre y alcanzará el 82,4 % del territorio, según CNT.

La cobertura contempla el territorio continental, insular y marítimo hasta 12 millas náuticas, siempre bajo las condiciones técnicas necesarias para establecer el enlace con los satélites.

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La conexión no equivale a tener acceso irrestricto a internet desde cualquier aplicación. Entre los servicios habilitados por CNT figuran WhatsApp, Google Maps, X, AccuWeather, la aplicación del ECU911, el botón violeta del ECU 911 y los mensajes de texto (SMS).

Los puntos claves

• El precio de la electricidad para determinadas industrias supera los 30 centavos por kWh y llega hasta 35,09 centavos en el horario de mayor demanda.
• El valor no será igual para todas las empresas, pues depende de la distribuidora, el nivel de voltaje, la demanda y el horario de consumo.
• El nuevo esquema se aplica mientras el Gobierno restringe el consumo de los grandes usuarios y exige avanzar hacia la autogeneración eléctrica.

Desde este jueves 1 de octubre, las industrias y grandes consumidores de electricidad empezarán a pagar una tarifa más alta por la energía que reciben del Sistema Nacional Interconectado. El cambio alcanza a los consumidores de alto voltaje y estará vigente durante octubre, noviembre y diciembre de 2026.

Como publicó EXPRESO en un reportaje anterior, la Agencia de Regulación y Control de Electricidad (Arconel) reformó el Pliego Tarifario del Servicio Público de Energía Eléctrica mediante la Resolución ARCONEL-009/2026, publicada este 30 de septiembre en el Noveno Suplemento del Registro Oficial No. 380.

La modificación llega en medio de las restricciones al consumo de los grandes usuarios y del llamado del Gobierno a que las industrias reduzcan su dependencia del sistema eléctrico mediante autogeneración.

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El kilovatio hora pasa de unos 12 a más de 30 centavos

Hasta septiembre, los grandes consumidores pagaban en promedio alrededor de $0,12 por kilovatio hora (kWh). El nuevo esquema eleva el costo en determinadas categorías industriales a valores superiores a los 30 centavos, dependiendo de la empresa distribuidora, el nivel de voltaje y el horario en que se utiliza la energía.

En el grupo de empresas atendidas por distribuidoras como Ambato, Azogues, Centrosur, Cotopaxi, Norte, Riobamba, Sur y CNEL Bolívar, por ejemplo, el pliego establece estos cargos para determinadas tarifas industriales con demanda horaria:

Así, el tramo más caro llega a 35,09 centavos por cada kWh consumido.

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No todas las industrias pagarán lo mismo

El nuevo pliego no establece una tarifa única para el sector industrial. El valor final depende de variables como el nivel de voltaje, la distribuidora que atiende al consumidor, la demanda y la hora en que se registra el consumo.

En el caso de las tarifas industriales de alto voltaje, además del cargo por energía, los consumidores deben asumir cargos de comercialización y demanda. El pliego diferencia los períodos de consumo precisamente para establecer valores distintos durante el día y la noche.

Por eso, el dato de 30 o 31 centavos por kWh que manejó el Gobierno antes de la publicación de la resolución debe entenderse como una referencia promedio y no como el valor que aparecerá en todas las facturas industriales.

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El cambio llega en plena crisis eléctrica

La nueva estructura tarifaria coincide con las medidas adoptadas por el Gobierno para reducir la demanda de electricidad. Desde el 22 de septiembre, los grandes consumidores de los grupos AV1 y AV2 comenzaron a aplicar restricciones de consumo, mientras que posteriormente el esquema se extendió a otros usuarios de mayor consumo.

El Ejecutivo sostiene que los valores anteriores no reflejaban el costo real de abastecer a estos consumidores. Entre los factores que inciden están el costo de la generación térmica, el combustible utilizado y la energía de las barcazas contratadas para enfrentar el estiaje.

El ministro de Ambiente y Energía, Juan Carlos Blum, había señalado que los grandes consumidores pagaban alrededor de 12 centavos por kWh y que generar electricidad mediante equipos térmicos podía costar entre 38 y 44 centavos por kWh. La nueva tarifa busca ubicarse por debajo de ese costo de autogeneración, según la explicación del Gobierno.

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Así lo manifestó el ministro de Relaciones Exteriores y Movilidad Humana de Ecuador, Roberto Kury, quien le deseó "éxitos" a Perú en el desarrollo de la agenda que se ha planteado para este nuevo periodo.

El traspaso fue en Quito

La ceremonia de traspaso se realizó en la sede de la Cancillería ecuatoriana, en Quito, a donde llegaron ministros y delegaciones de Bolivia, Colombia y Perú, además del secretario general de la CAN, Gonzalo Gutiérrez.

Durante la jornada se reunieron los cancilleres y también los titulares de los ministerios de la Producción, quienes hablaron de la importancia de la integración productiva, del fortalecimiento del comercio y de la oportunidad que cada país puede ofrecer a los demás integrantes para acercarlos a otros mercados.

Además, el canciller Kury presentó un informe de gestión en el que informó sobre las acciones y planes que Ecuador impulsó en el año en temas de seguridad, comercio, tecnología, salud, entre otros.

Tras esa exposición, Kury entregó al ministro de Relaciones Exteriores de Perú, Carlos Espá, una bandera de la CAN, como símbolo de traspaso de la presidencia.

"Perú recibe la presidencia pro tempore con el compromiso de consolidar y profundizar los avances alcanzados y trazarnos nuevas metas", dijo Espá frente a las delegaciones de los cuatro países.

Añadió que esta presidencia pro tempore llegaba con "el ánimo de imprimir un renovado impulso político a la integración andina que acerque la integración" a la ciudadanía y que "promueva una mayor competitividad" en las economías.

Además, resaltó la "oportunidad política inmejorable" ante la que, dijo, se encuentra ahora la CAN, con la "coincidencia" de "nuevos mandatos" y "la creciente convergencia de visiones y prioridades" entre los países, en referencia a los mandatarios de derecha que gobiernan las cuatro naciones.

Mencionó que "Perú orientará su presidencia a traducir esta voluntad política en resultados concretos en beneficio de la ciudadanía".

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El trabajo por seguridad regional

El canciller Espá presentó las principales líneas de acción en las que trabajará Perú, como la seguridad regional y la lucha contra las amenazas transnacionales, con foco en el narcotráfico y la minería ilegal; la gestión de riesgo de desastres y la sostenibilidad ambiental, y la integración fronteriza.

Además, afirmó que buscarán fortalecer la institucionalidad y el relacionamiento internacional, la transformación digital, innovación y competitividad y la cultura e identidad andina.

Durante el periodo que concluyó, Ecuador y Colombia estuvieron inmersos en una guerra comercial impulsada por el presidente ecuatoriano, Daniel Noboa, que exigía al vecino país mayor implicación en la lucha contra el narcotráfico en la frontera.

La guerra comercial, que incluyó aranceles de hasta el 100 % y otras medidas, inició en enero y terminó en junio pasado tras la mediación de la CAN.

Lo que debes saber

• El Decreto 515 introduce nuevos mecanismos para atraer generación y almacenamiento de energía. 
• Los clientes podrán financiar infraestructura de distribución y recuperar la inversión a través de su factura. 
• Los consumidores de alto voltaje mantienen la obligación de implementar generación propia.

El Gobierno busca acelerar la incorporación de nueva generación eléctrica en Ecuador y ampliar las alternativas para que el sector privado participe en el abastecimiento de energía. Para ello, el presidente Daniel Noboa expidió el Decreto Ejecutivo 515, que reforma el Reglamento General de la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica (Lospee).

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La reforma establece nuevas condiciones para incorporar generación, almacenamiento y autoabastecimiento. Estas medidas se toman en medio del racionamiento del servicio de energía eléctrica para las industrias que aplica el Gobierno para reducir la demanda y preservar las reservas de Mazar.

Según el Ministerio de Ambiente y Energía (MAE), uno de los objetivos es reducir los tiempos para desarrollar proyectos de energías renovables no convencionales y generación de transición de hasta 100 megavatios (MW). También se incorporan mecanismos de precio preferente y actualización para facilitar el desarrollo y financiamiento de nuevos proyectos, aunque su aplicación dependerá de la regulación que emita la Agencia de Regulación y Control de Electricidad (Arconel).

La generación de transición busca complementar las fuentes renovables y aumentar la disponibilidad de electricidad cuando el país enfrente condiciones hidrológicas adversas.

Nuevos Distritos Autónomos Energéticos

Otra de las novedades del Decreto 515 es la creación de los denominados Distritos Autónomos Energéticos, que permitirán desarrollar soluciones para zonas industriales, productivas y otros proyectos estratégicos.

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Estos distritos podrán integrar generación, almacenamiento y redes eléctricas locales, de acuerdo con las necesidades de cada zona.

La reforma también incorpora formalmente el almacenamiento de energía y servicios complementarios, entre ellos reservas, regulación de frecuencia, control de voltaje y arranque en negro “herramientas necesarias para fortalecer la estabilidad y confiabilidad del sistema”, señala la entidad.

El Decreto 515 amplía además los mecanismos para la participación privada en proyectos eléctricos. Entre otros cambios, contempla proyectos privados de generación y almacenamiento y permite que consumidores regulados y grandes consumidores desarrollen sistemas para su propio abastecimiento.

Alto voltaje tendrá 18 meses para implementar generación propia

Uno de los cambios tiene impacto directo sobre los grandes consumidores. La nueva normativa amplía las posibilidades para que empresas e industrias instalen sus propios sistemas de generación y permite que los excedentes sean inyectados a la red, bajo las condiciones que establezca Arconel.

Además, los clientes de tarifa de alto voltaje sujetos a la obligación de contar con generación propia tendrán un plazo de 18 meses para implementar estos sistemas. Quedan exceptuados los consumidores de asistencia social, beneficio público, agua potable y entidades oficiales.

Los nuevos proyectos mineros y petroleros también deberán incorporar soluciones de autogeneración o autoabastecimiento de acuerdo con su nivel de demanda, con el objetivo de que el crecimiento de estas actividades esté acompañado por nueva capacidad de generación.

En situaciones de déficit energético, racionamiento o problemas que comprometan la operación de la red, el Decreto también faculta al Operador Nacional de Electricidad (Cenace) a disponer la desconexión de consumidores de alto voltaje, que deberán abastecer su demanda mediante generación propia.

La reforma llega cuando el Gobierno aplica reducciones de consumo a grandes y medianos consumidores para enfrentar el estiaje. Desde el 22 de septiembre, el esquema comenzó con 185 consumidores AV1 y AV2 y posteriormente se extendió a usuarios de medio voltaje.

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Otro cambio apunta a la planificación. Cenace deberá trabajar con un horizonte operativo de cinco años para anticipar las necesidades de generación, potencia, combustibles, transmisión y otros recursos requeridos para abastecer la demanda eléctrica.

Las reformas buscan agilizar los procesos

Para Roberto Aspiazu, presidente ejecutivo de la Cámara de Energía de Ecuador, la reforma el Reglamento General de la Lospee es positiva porque apunta a afianzar un modelo de apertura no solo para proyectos de generación -impulsados por el sector privado-, sino también para transmisión, distribución, almacenamiento y servicios complementarios.

Además, simplifica el procedimiento para obtener títulos habiltantes, que previo a esta reforma tomaba años. 

"Los proyectos de iniciativa privada no solicitada no se ha logrado sacar uno en dos años. Hay cuatro proyectos de generación distribuida, de 10 megavatios cada uno, del Grupo Futuro que esperan el informe de sostenibilidad fiscal", refirió Aspiazu.

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Sin embargo, con los ajustes se espera que la entrega de estos permisos sea más ágil porque se creará un sistema para simplificar el proceso de obtención de los títulos habilitantes. 

Lo que se debe saber

• Zafra detenida: las lluvias impidieron el ingreso de maquinaria y obligaron a Ingenio San Carlos a terminar anticipadamente la molienda.
• 20.000 hectáreas: esa es la estimación de caña propia y de cañicultores que quedaría rezagada para una futura cosecha.
• 40 MW menos: desde el 1 de octubre, San Carlos dejará de entregar aproximadamente 40 MW diarios al Sistema Nacional Interconectado.

La temporada de lluvias cambió el rumbo de la zafra de ingenio San Carlos. El exceso de agua volvió imposible el ingreso de los equipos a los campos y obligó a la empresa a tomar una decisión difícil: detener la cosecha y concluir la molienda de las últimas cantidades de caña que lograron ser recogidas.

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El vicepresidente del Ingenio San Carlos y presidente del directorio de la Federación Nacional de Azucareros (Fenazúcar) explicó que las precipitaciones se intensificaron durante las últimas dos semanas. En algunas estaciones pluviométricas se registraron hasta cuatro pulgadas de lluvia en una noche, equivalentes a unos 100 milímetros.

La situación ya había obligado a reducir el ritmo de molienda. Desde el viernes anterior al anuncio, el ingenio operaba con un solo trapiche debido a la falta de abastecimiento de caña.

El resultado es una producción muy inferior a la prevista. El representante señaló que San Carlos ha producido poco más de la tercera parte de la cantidad de azúcar que necesitaba generar para atender a sus clientes.

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Menos azúcar y más presión sobre el empleo

El cierre de la zafra tiene efectos económicos que van más allá de la producción. La empresa informó que los contratos del personal temporal concluirán esta semana, mientras que los trabajadores estables continuarán en sus puestos.

Además, unas 20.000 hectáreas de caña, entre cultivos propios y de cañicultores, quedarían rezagadas para ser cosechadas en 2027, siempre que las condiciones meteorológicas permitan iniciar la próxima zafra de manera más temprana.

La menor producción también genera un problema para el abastecimiento nacional. Las existencias disponibles no serían suficientes para cubrir la demanda, por lo que Fenazúcar solicitó al Ministerio de Agricultura la autorización necesaria para importar azúcar y garantizar el suministro a los clientes de la industria.

El representante gremial señaló que la situación no afecta únicamente a San Carlos. Indicó que otros ingenios, como La Troncal y Valdez, también han tenido que reducir sus operaciones debido a las condiciones climáticas.

La energía también siente el impacto

El cierre de la zafra tendrá otra consecuencia: la reducción de la generación eléctrica.

San Carlos entrega alrededor de 40 megavatios diarios al Sistema Nacional Interconectado mediante la utilización del bagazo de la caña. Esa generación dejará de estar disponible desde el 1 de octubre, según explicó el representante de la empresa.

El ingenio busca aprovechar las últimas existencias de bagazo para producir la mayor cantidad de energía posible antes de terminar la molienda.

La paralización también afecta a Soderal, debido a que la reducción de la molienda disminuye la cantidad de mieles y melaza que San Carlos tenía previsto entregarle para la producción de alcohol.

La empresa espera que las condiciones mejoren y que la caña que no pudo ser cosechada pueda ser aprovechada en la zafra de 2027. Para el sector azucarero, el desafío ahora es superar el impacto de las lluvias, garantizar el abastecimiento de azúcar y recuperar la producción.

Lo que debes saber

• Arconel reformó el pliego tarifario que regirá entre octubre y diciembre de 2026, con nuevos valores para los consumidores industriales.
  
• En determinadas tarifas industriales de alto voltaje, el cargo por energía supera los $0,30 por kWh y llega hasta $0,3509 por kWh en la franja de mayor costo.
  
• El cambio ocurre mientras los grandes consumidores enfrentan restricciones eléctricas y se acerca el plazo del 15 de diciembre para cumplir con la obligación de autogeneración.

Las nuevas tarifas eléctricas que regirán desde octubre de 2026 para el sector industrial ya están definidas. La Agencia de Regulación y Control de Electricidad (Arconel) aprobó una reforma al Pliego Tarifario del Servicio Público de Energía Eléctrica de 2026, con cambios que alcanzan, entre otros, a los consumidores industriales.

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La modificación consta en la Resolución ARCONEL-009/2026, publicada este 30 de septiembre en el Noveno Suplemento del Registro Oficial No. 380. La resolución aprueba la reforma del pliego para octubre, noviembre y diciembre de 2026.

Este cambio llega después de que el ministro de Ambiente y Energía, Juan Carlos Blum, anticipara que las tarifas de los grandes consumidores subirían desde octubre. El funcionario señaló el 25 de septiembre pasado en Teleamazonas que estos usuarios pagaban en promedio alrededor de $0,12 por kilovatio hora (kWh) y estimó que el nuevo valor podría bordear los $0,30 o $0,31 por kWh.

El Gobierno argumentó que la tarifa debía incorporar los mayores costos de abastecimiento eléctrico, entre ellos la generación de las barcazas contratadas para enfrentar el estiaje y el combustible utilizado para producir electricidad.

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¿Cuánto pagarán las industrias?

El nuevo pliego muestra, sin embargo, que no existe una tarifa única para todo el sector industrial. La factura dependerá de la categoría del consumidor, su nivel de voltaje, la empresa distribuidora, la demanda y el horario en el que utiliza la electricidad.

En el caso de la tarifa industrial de alto voltaje, por ejemplo. los montos se establecen considerando una demanda horaria diferenciada.

Para estos consumidores, el nuevo pliego incluye cargos por energía que varían según la empresa distribuidora y el horario. En varios casos, durante las horas de mayor costo, los valores superan los $0,30 por kWh.

Por ejemplo, para empresas atendidas por distribuidoras como Ambato, Azogues, Centrosur, Cotopaxi, Norte, Riobamba, Sur y CNEL Bolívar, el pliego registra para determinadas categorías industriales con demanda horaria diferenciada valores de:

El valor también es de $0,3106 por kWh para sábados, domingos y feriados.

Es decir, en la franja más costosa, la energía llega a $0,3509 o 35,09 centavos por kWh.

¿Por qué cambian las tarifas en pleno estiaje?

La reforma al pliego tarifario, que usualmente se aprueba a finales de cada año para que entren en vigor desde el 1 de enero, coincide con las medidas adoptadas por el Gobierno para reducir la presión sobre el sistema eléctrico. 

Desde el 22 de septiembre comenzaron las restricciones para 185 consumidores AV1 y AV2, y posteriormente el esquema se amplió a usuarios de medio voltaje con mayor consumo. Incluso aplica para la Escuela Politécnica del Litoral (Espol), ebn Guayaquil.

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Con estas medidas, el Ejecutivo busca disminuir la demanda para preservar las reservas de Mazar ante la menor disponibilidad de agua y las limitaciones para importar electricidad desde Colombia.

Además, la nueva tarifa se emite a propósito de las limitaciones para implementar la obligación de autogeneración, establecida para los grandes consumidores. El Decreto Ejecutivo 32, de junio de 2025, dio un plazo de 18 meses a los consumidores de alto voltaje para contar con generación propia que cubra su demanda. Ese plazo vence el 15 de diciembre de 2026.

Sin embargo, el ministro de Ambiente y Energía reconoció que varias empresas no llegarán a esa fecha con capacidad suficiente de autogeneración. Por ello, el Gobierno planteó una alternativa para que puedan permanecer conectadas al Sistema Nacional Interconectado, pero pagando una tarifa que refleje los costos reales de la electricidad que reciben.

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Según el ministro, estos grandes consumidores pagaban en promedio alrededor de $0,12 por kWh, mientras que generar su propia electricidad con equipos térmicos les cuesta entre $0,38 y $0,44 por kWh. Ante esta situación se planteó que la nueva tarifa estaría entre $0,30 y"0,31. “Si pasa de 44 centavos, ya generan su electricidad”, enfatizó el funcionario.