En 2025, la tarifa eléctrica comercial e industrial en Ecuador registró un incremento de entre 25% y 31%, conforme a la Resolución ARCONEL-006/25. Para muchas empresas del país, ese aumento representó un punto de inflexión en su estructura de costos operativos. En ese contexto, el Gobierno expidió el Decreto Ejecutivo No. 32 sobre autogeneración, que establece la obligación de instalar sistemas de generación propia para determinadas empresas.

Desde su publicación, es común escuchar que el Decreto 32 obliga a todas las empresas ecuatorianas a instalar paneles solares. La realidad es diferente: la obligación aplica únicamente a empresas conectadas en alto voltaje — una categoría que representa una porción reducida del tejido empresarial del país.

Este artículo precisa a quién aplica el decreto, cuáles son los plazos y riesgos operativos, cómo verificar si su empresa está en el grupo obligado y por qué muchas empresas no obligadas ya consideran la autogeneración como una decisión voluntaria con beneficios económicos concretos.

El Decreto Ejecutivo No. 32 es una norma expedida por el Presidente de la República el 15 de junio de 2025 y publicada en el Registro Oficial Suplemento No. 62 el 18 de junio de 2025. Obliga a determinadas empresas en Ecuador a instalar sistemas de autogeneración eléctrica. Su propósito es reducir la presión sobre el Sistema Nacional Interconectado en horas pico y diversificar las fuentes de generación dentro de la matriz energética nacional.

El decreto no crea desde cero la autogeneración en Ecuador. Lo que cambia es que el Estado empieza a tratarla como parte de la estabilidad energética nacional y no solamente como una decisión voluntaria de ahorro. El marco técnico y administrativo ya existía bajo la normativa de ARCONEL. Para consumidores regulados, la base normativa vigente es la Regulación Nro. ARCONEL-005/24 codificada, que regula la habilitación, instalación, conexión, operación, mantenimiento, medición y facturación de Sistemas de Generación Distribuida para Autoabastecimiento (SGDA). Para consumidores no regulados, aplica la Regulación Nro. ARCONEL-010/24.

Lo que hace el Decreto 32 es convertir en obligatoria la autogeneración para un grupo específico de empresas: aquellas conectadas a la red en alto voltaje (categorías AV1 y AV2). Para el resto de las empresas, la autogeneración sigue siendo voluntaria, pero muchas empresas ya empezaron a verla como una forma de estabilizar parte de sus costos operativos antes de futuras subidas tarifarias.

El Decreto 32 aplica únicamente a empresas conectadas a la red eléctrica en alto voltaje:

• AV1 — tensión entre 40 kV y 138 kV. Ejemplos: fábricas grandes, complejos manufactureros, cementeras.
• AV2 — tensión superior a 138 kV. Ejemplos: grandes consumidores nacionales, refinerías.

Esto significa que la mayoría de PyMEs y comercios en Ecuador, conectados en baja tensión, NO están obligados por el Decreto 32. Tampoco las empresas en media tensión.

En la mayoría de los casos, basta revisar la planilla eléctrica: el campo «Categoría tarifaria» o «Nivel de tensión» indica si la conexión es de baja, media o alta tensión. También puede confirmarlo directamente con la empresa eléctrica distribuidora correspondiente.

• Revisar la planilla eléctrica — buscar el campo «Categoría tarifaria» o «Nivel de tensión».
• Consultar con la empresa eléctrica distribuidora correspondiente a su zona.
• Verificar con el ingeniero eléctrico responsable de las instalaciones internas de la empresa.

Algunas señales prácticas que pueden sugerir una conexión en alto voltaje — aunque no son definitivas — incluyen: potencia contratada superior a 1 MW, tarifa industrial específica para alto consumo, o presencia de una subestación eléctrica propia dentro del predio.

Aquí hay una confusión que vale la pena despejar: la potencia contratada en kW NO es el criterio que define la obligación del Decreto 32. El criterio es el nivel de tensión en kV — una magnitud diferente. Una empresa puede tener una potencia contratada de 100 kW y estar conectada en baja tensión — y por lo tanto no estar obligada por el decreto.

Una empresa de alto voltaje obligada por el Decreto 32 debe completar cinco etapas dentro del plazo de 18 meses contados desde la entrada en vigencia del decreto (aproximadamente hasta el 18 de diciembre de 2026): auditoría energética inicial, diseño técnico del sistema, trámite de factibilidad ante la empresa eléctrica, ejecución de la instalación y puesta en operación.

El plazo total realista desde el inicio del proceso hasta la puesta en operación es de 6 a 9 meses para sistemas comerciales medianos. Los sistemas industriales grandes — como los de empresas en categorías AV1 y AV2 — pueden requerir entre 12 y 18 meses.

Considerando que estamos en mayo de 2026 y el plazo del decreto vence aproximadamente en diciembre de 2026, las empresas obligadas que aún no han iniciado el proceso enfrentan plazos ajustados. Iniciar con la auditoría energética a la brevedad posible permite mantener márgenes razonables para cada etapa.

En la práctica, el principal riesgo para una empresa industrial es quedar expuesta a desconexiones precisamente en momentos de mayor presión sobre el sistema eléctrico. En períodos de déficit de generación o racionamientos, el CENACE puede disponer la desconexión de clientes de tarifa de alto voltaje del Sistema Nacional Interconectado.

Este riesgo no es teórico. La crisis energética de 2024–2025 demostró que los racionamientos y cortes de suministro pueden prolongarse durante semanas o meses. Para una empresa industrial de alto voltaje, una desconexión del SNI puede significar la detención total de la producción, daño a equipos, pérdida de contratos y costos operativos significativos.

Cualquier régimen sancionatorio adicional debe revisarse caso por caso bajo la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica (LOSPEE) y la normativa vigente de ARCONEL. Se recomienda consultar con asesoría legal especializada antes de tomar decisiones operativas basadas en el riesgo regulatorio.

Aunque el Decreto 32 no obliga a empresas en baja tensión, con las nuevas tarifas eléctricas y el marco regulatorio actual, cada vez más empresas empiezan a evaluar la autogeneración como una decisión financiera de largo plazo. La tarifa eléctrica comercial e industrial subió entre 25% y 31% en 2025 (Resolución ARCONEL-006/25), y la Regulación Nro. ARCONEL-005/24 codificada permite a cualquier consumidor regulado instalar un SGDA y, cuando el sistema inyecta excedentes, compensarlos con la red mediante medidor bidireccional.

Para muchas empresas en baja tensión, la decisión voluntaria de instalar autogeneración hoy se sostiene en tres frentes: económico, fiscal y operativo.

Razón económica

Para muchas empresas ecuatorianas, una factura eléctrica de $1.500 a $5.000 ya representa una parte importante de la presión mensual sobre caja y operación. El retorno sobre la inversión de un sistema solar suele situarse en el rango de 3,6 a 5 años, dependiendo del perfil de consumo, la tarifa vigente y las condiciones del sitio. Después de ese período, la empresa dispone de generación propia con costo operativo bajo durante la vida útil del sistema, que en módulos modernos supera los 30 años — considerando mantenimiento normal y reposición eventual del inversor.

Razón fiscal

El Artículo 10 de la LRTI permite deducir el 100% adicional de la depreciación de equipos solares (con un límite del 5% del ingreso anual). Adicionalmente, el IVA para equipos solares es del 0% desde enero de 2024, conforme a la Ley Orgánica de Competitividad Energética (Registro Oficial No. 475).

Razón operativa

Instalar autogeneración protege parcialmente a la empresa frente a futuras subidas tarifarias y la posiciona favorablemente ante eventuales ampliaciones del marco regulatorio — incluida la posibilidad de que el decreto se extienda a clientes de media tensión en el futuro.

¿Su empresa está en alto voltaje y necesita evaluar el cumplimiento del Decreto 32? ¿O considera la autogeneración como opción voluntaria?

El Decreto Ejecutivo 32 es parte de la respuesta del Estado ecuatoriano a la crisis energética experimentada en 2024–2025. Durante ese período, Ecuador enfrentó apagones programados de hasta 14 horas diarias y una severa escasez de generación hidroeléctrica causada por un estiaje prolongado. El objetivo del decreto es reducir la presión sobre el sistema eléctrico nacional en momentos donde la capacidad de generación ya no siempre alcanza para cubrir la demanda con estabilidad, mediante la incorporación de generación distribuida en empresas con alto consumo.

La dependencia hidroeléctrica ha sido una vulnerabilidad estructural del sistema eléctrico ecuatoriano. Cuando las condiciones hidrológicas no son favorables, la capacidad de generación disminuye significativamente — un riesgo que se materializó con fuerza durante la crisis del 2024.

En respuesta, el Gobierno emitió una serie de medidas complementarias: la Resolución ARCONEL-006/25 (que ajustó las tarifas para reflejar costos reales), la Ley Orgánica de Competitividad Energética (que estableció el IVA 0% para equipos solares), la Regulación Nro. ARCONEL-005/24 codificada (que actualizó el marco para SGDA de consumidores regulados) y el Manual de Instalación de SGDA de CNEL EP (octubre 2025), que define los procedimientos operativos para la conexión de sistemas de generación distribuida.

En conjunto, estas medidas buscan diversificar la matriz energética del país e incentivar la participación del sector privado en la generación eléctrica — una tendencia que ya se observa en otros mercados de la región.