Autogeneración eléctrica: industrias necesitan al menos USD 500.000 por MW y seis meses para instalar equipos de emergencia
Frente al plan de desconexión para 185 grandes consumidores, expertos y proveedores reunidos en Expo Energy Ecuador advierten sobre brecha de generadores de respaldo. La instalación de nuevos equipos térmicos toma mínimo 6 meses. Se proponen distritos eléctricos privados a mediano plazo.
Una maqueta de un sistema híbrido de autogeneración presentado por Siselec (empresa del Grupo Inproel) en la feria del congreso Expo Energy Ecuador 2026, en el centro de Convenciones de Guayaquil, el 23 de agosto de 2026.
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Autor:
Redacción Guayaquil
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Entre la exhibición de paneles fotovoltaicos, transformadores eléctricos y maquetas de sistemas híbridos de autogeneración para el sector privado, el Centro de Convenciones de Guayaquil se convirtió en el epicentro de la urgencia energética de Ecuador.
Durante la inauguración del congreso Expo Energy Ecuador 2026, este miércoles 23 de septiembre de 2026, el plan de desconexión eléctrica para grandes industrias marcó el debate central del encuentro.
El Ministerio de Ambiente y Energía dispuso desde el 22 de septiembre la desconexión de una jornada a la semana para las industrias y empresas de mayor consumo categorizados en Alto Voltaje 1 (AV1) y AV 2. El Gobierno busca liberar entre 3.100 megavatios MWh semanales. Esta es una de las medidas con las que el país busca preservar el embalse de Mazar, el más importante para el sector eléctrico, durante el estiaje o la época de bajos caudales en los ríos, que alimentan la generación hidroeléctrica en el país.
¿Cuánto impacta eso en la demanda de electricidad del país? La desconexión de las empresas representa el 2,93% de la demanda media de Ecuador.
Pero empresarios, consultores y proveedores tecnológicos reunidos en la feria advirtieron que la autogeneración privada no es una solución inmediata ni de bajo costo.
Los equipos de respaldo no sustituyen energía en firme
El plan gubernamental abarca a 185 empresas de alto consumo, el 90% de las cuales se concentra en el polo industrial de Guayaquil y Durán, en la provincia del Guayas.
Se establece la desconexión programada del Sistema Nacional Interconectado (SNI) para el segmento AV1 (redes de 40 kV a 138 kV). Pero la infraestructura eléctrica interna de la mayoría de fábricas no está concebida para suplir jornadas completas de producción, coincidieron panelistas en el evento.
El empresario y constructor de soluciones eléctricas, José Pileggi, explica que la mayoría de las industrias únicamente posee equipos de generación de emergencia de tipo modo de espera o ‘standby’.
Estos motores a combustión (a diésel) están diseñados para operar pocas horas ante cortes imprevistos -corren riesgo mecánico si se extiende su uso- , pero carecen de la capacidad de trabajo continuo de las unidades de potencia principal o ‘prime’, capaces de abastecer energía firme 24/7, dijo.
El impacto es aún más severo en industrias con procesos térmicos, como cementeras o siderúrgicas. “A una cementera no se le puede apagar un molino por un día, porque su recuperación y limpieza toma entre 48 y 72 horas; por un día de corte se pierden tres de producción”, señala Pileggi.
Al menos USD 500.000 y seis meses de espera para nuevos equipos
Frente a la necesidad de adquirir equipos propios para autogeneración de la industria, los datos del mercado muestran barreras económicas y logísticas.
En el segmento de motores diésel para autogeneración de energía de potencia principal (2 a 3 MW), los costos oscilan entre USD 500.000 y USD 600.000 por megavatio, dependiendo de su procedencia, agregó Pileggi, cuya empresa ofrece servicios de ingeniería, procura y construcción en la feria. Él propone aplicar estímulos tarifarios y rebajas en planillas para usuarios que reduzcan su consumo.
En la exhibición comercial, voceros del grupo industrial Improel/Siselec, coincidieron en que la instalación de una unidad de generación termoeléctrica de 1 MW parte desde medio millón de dólares. Además, precisaron que la sola importación del equipo tarda cuatro meses y la puesta en marcha requiere un plazo mínimo de seis meses.
Hay que recordar que el Gobierno dio un plazo hasta diciembre de 2026 para que los grandes consumidores del país cuenten con su propia generación de electricidad.
“Si lográsemos apenas un 5% de ahorro en la demanda nacional, significaría liberar hasta 280 megavatios. Tradúzcalo en una central de generación que costaría unos USD 300 millones y que demoraría hasta 18 meses en instalarse”.
José Pileggi, empresario y consultor del sector eléctrico.
La empresa ofrece soluciones híbridas con unidades de generación termoeléctrica, paneles solares para camaroneras y almacenamiento en baterías, que pueden ajustarse a la demanda industrial y que suelen instalarse en un plazo de ocho meses.
Para capacidades mayores los plazos se disparan. La alta demanda internacional impulsada por la inteligencia artificial y la minería extiende los tiempos de entrega de turbinas a 36 meses (unidades de 56 MW de firmas como General Electric o Siemens, por ejemplo). Mientras un proyecto de ingeniería, procura y construcción completo requiere mínimo tres años, señalan desde Pileggi Construcciones.
Distritos eléctricos autónomos, la apuesta a mediano plazo
Como alternativa para el sector privado a mediano plazo, el exministro de Energía y Minas, Iván Rodríguez, habló de la creación de los Distritos Eléctricos Autónomos, un modelo que aún se está normando como parte de las recientes reformas aplicadas al sector eléctrico.
Este modelo consiste en que grupos de 8 a 10 empresas vecinas, con una demanda conjunta de 80 a 100 MW, se desconecten del SNI y construyan su propio sistema de generación, transmisión y distribución bajo la figura de autogeneración, explicó el experto.
Bajo el esquema proyectado, las industrias no requieren realizar la inversión de capital inicial; un operador privado asume el 100% de la construcción y financiamiento de la infraestructura y comercializa el kilovatio hora a una tarifa pactada bajo contrato con el grupo empresarial.
No obstante, la implementación de estos distritos tomará por lo menos entre 18 y 24 meses, y su arranque depende de la entrada en vigencia de la nueva reglamentación.
Rodríguez sugiere que en lugar de realizar importaciones costosas (hasta USD 0,88 el kilovatio hora kWh) el Estado reconozca a las industrias con capacidad instalada el costo real de operar sus generadores (estimado entre USD 0,30 y USD 0,35 por kWh). Esto incentivaría el uso temporal de planta propia para liberar carga de la red nacional y dar respiro a la hidroeléctrica Mazar.
Además, el exministro indicó que las empresas distribuidoras de la Costa registran pérdidas no técnicas del 20% por robo de energía, en promedio.
“Si se reduce el robo de energía en apenas cinco puntos porcentuales en la Costa, se recuperarían entre 50 y 80 MW de potencia y se ahorrarían casi 100 millones de dólares”.
Iván Rodríguez, exministro de Energía y Minas.
“El Estado no puede trasladar la carga a la empresa privada”
Stevie Gamboa, consultor en los sectores de Energía y Minas, enfatizó en el panel de la primera jornada del evento que el Estado ecuatoriano mantiene la responsabilidad de garantizar el suministro eléctrico.
“El Estado no puede renunciar a su obligación (...) El Estado no puede trasladar toda la carga a la empresa privada”, subrayó el abogado especializado en recursos naturales.
“El Estado no puede amanecer el lunes y decir que el problema es del privado. Los camaroneros, los industriales, no son empresas eléctricas ni tienen interés en convertirse en ellas”.
Stevie Gamboa, consultor energético.
Gamboa cuestionó los “parches regulatorios” aprobados en los últimos años y planteó abrir la comercialización de energía a la empresa privada, más allá del modelo de autogeneración vigente.
Además, señaló que es necesario sincerar las tarifas de energía eléctrica, pues mientras se mantengan subsidiadas (“deficitarias”) el mercado privado no encontrará incentivos económicos para asumir los altos riesgos de inversión en generación.
Gamboa explicó que la minería de oro cuenta con un incentivo económico muy distinto al del resto de las industrias al momento de invertir en autogeneración eléctrica, debido a la “relación entre riesgo y recompensa” derivado de las altas cotizaciones internacionales del metal.
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