Sin aprovechar el sol, nos quedamos en tinieblas

Ayer, lunes 12 de octubre, más de 9.000 industrias del país empezaron a operar bajo un nuevo régimen: tres días a la semana sin energía de la red pública. Setenta y dos horas semanales de desconexión para los usuarios de alto voltaje y para la industria de medio voltaje. La medida se anunció el jueves 8, menos de una semana después de haber fijado cortes de 48 horas. El viernes 9, en la antesala del feriado, se ordenó además a las grandes industrias desconectarse de inmediato durante el feriado; a las que operan hornos se les concedieron, tras negociar, cinco horas adicionales. Mientras tanto, el embalse de Mazar marcaba su nivel más bajo del año: 2.124,99 metros sobre el nivel del mar, a menos de diez metros de su cota mínima de operación segura.

Nada de esto es una sorpresa. Y ese es, precisamente, el problema.

La crisis que vivimos fue anunciada con años de anticipación. La auditoría de la Contraloría sobre el plan de expansión de la generación, que cubrió el período 2019-2023, encontró que el Cenace envió al Ministerio de Energía sus planes de operación del sistema desde enero de 2019 y que esos informes fueron archivados sin resultados. Catorce proyectos de generación previstos en el plan de expansión nunca se iniciaron. Seis centrales térmicas sin mantenimiento dejaron de aportar 175 megavatios, justamente en los períodos secos. El Plan Maestro de Electricidad 2018-2027 preveía que proyectos renovables como El Aromo y Villonaco III estuvieran operando en 2022. No lo están.

Esos dos proyectos resumen la historia. Fueron adjudicados en 2020 y sus contratos de inversión se firmaron durante el gobierno de Guillermo Lasso, en 2023: El Aromo, una planta solar de 200 megavatios en Manabí, y Villonaco III, un parque eólico de 110 megavatios en Loja. Junto con ellos se adjudicó el primer bloque de energías renovables no convencionales, unos 500 megavatios entre solares, eólicos e hidroeléctricos. Ninguno arrancó a tiempo. La razón no fue técnica ni de falta de inversionistas: fue la ausencia de un mecanismo confiable que garantizara que el Estado pagaría por la energía. El fideicomiso previsto para ese fin se cayó. Recién en junio de 2025 el BID otorgó una garantía soberana para destrabar parte de esa cartera. Villonaco III inició obras y prevé entrar en operación en el tercer trimestre de 2027. De El Aromo no existe información pública sobre el inicio de obras, casi seis años después de su adjudicación.

El gobierno del presidente Noboa ha concentrado su respuesta pública en la generación térmica, y los resultados han sido escasos. En noviembre de 2024 se contrataron 532 megavatios térmicos con la empresa Worlding, contratos que se cancelaron porque la contratista no entregó las garantías. En 2024 también se contrataron 241 megavatios con Progen y Austral Technical Management por cerca de USD 238 millones; la Contraloría estimó un perjuicio para el Estado de alrededor de USD 140 millones y, a julio de 2026, solo generaban 30 megavatios. En abril de 2026 Celec anunció la incorporación de 920 megavatios térmicos durante el año. En agosto, el propio viceministro de Electricidad reconoció que solo 50 megavatios se sumarían para este estiaje. El nuevo plan es comprar 581 megavatios entre octubre de 2026 y finales de 2028, sin fecha de entrada en operación. El ministro Juan Carlos Blum lo explicó con franqueza: «Las principales marcas, fábricas no quieren venir a Ecuador, no nos quieren vender». Cuando sí hay oferta, los fabricantes ofrecen turbinas para 2032.

La crisis eléctrica no se resuelve con promesas de megavatios, sino con el reloj. Y el reloj favorece al sol.

Este es el punto central. Frente a un déficit estimado en alrededor de 1.300 megavatios para los meses más secos, la pregunta relevante no es solamente cuánta energía necesitamos, sino cuánto tiempo toma conseguirla. Una gran hidroeléctrica toma años. Toachi Pilatón, iniciada en diciembre de 2010 y prevista para 2014, entró en operación comercial recién en abril de 2025: más de catorce años. Incluso las centrales hidroeléctricas privadas de mediana escala requieren al menos tres años de construcción. La generación térmica es más rápida, pero tampoco es inmediata: una planta a gas requiere alrededor de 24 meses de construcción según los supuestos de referencia de la banca de inversión Lazard, y una planta de motores a fuel oil de escala media toma entre uno y tres años desde el contrato hasta la primera energía, y hoy enfrenta además una competencia mundial por equipos que alarga las entregas. El alquiler de barcazas y motores es la opción más rápida del lado térmico, pero también la más cara para el Estado y la más expuesta a fallas de contratistas.

La energía solar fotovoltaica juega en otra liga de tiempo. Según los mismos supuestos de Lazard, un parque solar de gran escala se construye en 12 a 18 meses, y una instalación comercial o industrial, en unos seis. Novacero lo demostró en Guayaquil: instaló 4,23 megavatios pico con más de 7.000 paneles en unos cinco meses, con una inversión de USD 2,5 millones, y hoy esa planta solar cubre cerca del 90% del consumo de su fábrica. El costo también juega a favor: según estimaciones de un exviceministro de Electricidad, un megavatio solar cuesta alrededor de USD 600.000, frente a entre uno y un millón y medio de dólares por megavatio hidroeléctrico.

Por eso sostengo que la energía fotovoltaica es la única fuente que puede sumar generación nueva, en volumen relevante, en menos de un año. Pero conviene precisar el argumento, porque la experiencia ecuatoriana lo matiza de una forma reveladora. Lo que tarda en un proyecto solar no es construirlo, sino obtener el permiso para hacerlo. Las empresas reportan trámites de entre cinco meses y dos años. El Gobierno afirma haberlos reducido de doce a tres meses; los gremios industriales todavía hablan de procesos de seis a veinticuatro meses. La planta solar privada de GPS Group en Santa Elena, de 65 megavatios, comenzó a gestarse en 2024 y empezó a generar en septiembre de 2026. El cuello de botella no es la tecnología. Es el Estado.

Se suele objetar que el sol no brilla de noche. Es cierto, pero el argumento no se debilita: nuestra crisis no es solo de potencia, es de agua embalsada. Cada kilovatio-hora que el sol produce durante el día es agua que Mazar no necesita turbinar y que queda disponible para la noche. La energía solar no reemplaza a la hidroelectricidad; la protege.

El sector privado ya entendió esto. Según el Ejecutivo, hay alrededor de 500 megavatios de generación privada instalada y el Gobierno espera que las empresas aporten más de 700 megavatios adicionales hasta el primer semestre de 2027. En agosto de 2025 se certificaron 643 megavatios de proyectos privados de autogeneración y generación distribuida, entre solares e hidroeléctricos. No toda esa inversión es solar; una parte importante son pequeñas hidroeléctricas, que tardarán años. Pero es evidente que la inversión privada se ha convertido en la principal fuente de generación nueva del país.

Y aquí aparece el segundo problema, quizás más grave que el primero. Esa inversión privada no está ocurriendo porque el país ofrezca un buen clima de negocios, sino porque el Estado ha dejado a las empresas sin alternativa.

Lo mínimo que un Estado debe devolver al sector productivo a cambio de sus impuestos es infraestructura que funcione: vías, puertos, seguridad y, por supuesto, electricidad. En Ecuador no solo no se cumple esa condición básica, sino que se ha trasladado su costo a las empresas. El Decreto Ejecutivo 32, de junio de 2025, obliga a los clientes de alto voltaje a contar con generación propia y les dio un plazo de 18 meses, que vence a mediados de diciembre de 2026. Quien no cumpla será desconectado; en palabras del Presidente, «si no tienen la autogeneración, se los desconecta». Hoy, solo 47 de las 185 empresas de alto voltaje pueden cubrir toda su demanda con generación propia.

Obligar a una empresa a producir su propia electricidad, después de haber pagado impuestos por un servicio que no recibe, es un impuesto implícito.

A ese impuesto implícito se sumó uno explícito. Desde el 1 de octubre, la tarifa para la gran industria pasó de alrededor de 12 centavos a cerca de 31 centavos por kilovatio-hora, con picos de 35 centavos entre las 18:00 y las 22:00. La Cámara de Industrias de Guayaquil estima un costo adicional de USD 156 millones solo hasta diciembre. El Gobierno argumenta que la tarifa anterior no reflejaba el costo real de la generación térmica, que el propio ministro sitúa entre 38 y 44 centavos. Puede ser. Pero el resultado es que la industria paga más por un servicio que recibe menos días a la semana, mientras invierte para reemplazarlo.

El costo es enorme. Según el Banco Central, los apagones de 2024 significaron pérdidas por USD 1.916 millones, un impacto de 1,4% del PIB. Los usuarios de alto y medio voltaje concentran el 37% del consumo eléctrico privado del país. Y sectores como el camaronero, nuestro principal producto de exportación, dependen de energía continua para mantener organismos vivos y la cadena de frío.

Pero el problema más profundo no es el costo, sino la imprevisibilidad. Un inversionista puede incorporar a sus cálculos una tarifa alta. Lo que no puede calcular es un esquema de cortes que cambia en días, órdenes de desconexión con horas de anticipación y reglas que se reescriben en cada reunión. Como señaló la Cámara Nacional de Acuacultura, la medida «vulnera la planificación y la continuidad operativa». No existe una instancia de coordinación público-privada que comparta información en tiempo real sobre la situación del sistema ni que permita a las empresas planificar.

Aquí está el doble problema. El Estado no provee la infraestructura básica y, al mismo tiempo, no ofrece la estabilidad jurídica ni la coordinación que la inversión necesita. Las empresas pueden invertir en autogeneración para sobrevivir, pero difícilmente un inversionista nacional o internacional decidirá apostar por un parque solar que venda energía al sistema si el Estado no garantiza pagos, plazos y reglas. Es la misma lección de El Aromo, ahora a escala nacional.

Hay señales positivas que deben reconocerse. El Gobierno simplificó permisos para proyectos solares, eólicos e hidroeléctricos pequeños y, desde el 6 de octubre, eliminó el IVA y el ISD a la importación de equipos para proyectos privados. Sin embargo, según lo anunciado por el propio Gobierno, ese beneficio cubre proyectos de generación hidroeléctrica y de almacenamiento; la energía solar no aparece entre ellos. Son precisamente las tecnologías que más tiempo toman o que más dependen de otras inversiones. Si la urgencia es sumar megavatios antes del próximo estiaje, la señal debería apuntar con claridad también hacia el sol.

¿Qué debería cambiar? Primero, permisos exprés para proyectos fotovoltaicos de autoconsumo y generación distribuida, con plazos máximos legales y silencio administrativo positivo: si el Estado no responde a tiempo, el proyecto avanza. Segundo, un mecanismo de pago confiable y permanente para quienes vendan energía al sistema, que no dependa de cada gobierno ni de cada negociación sindical. Tercero, incentivos tributarios neutrales, que premien la rapidez con la que una tecnología puede aportar energía y no solo su tipo. Cuarto, reconocer el esfuerzo de quienes autogeneran: permitirles vender excedentes en condiciones claras y considerar créditos o deducciones por una inversión que, en rigor, debió hacer el Estado. Y quinto, una mesa técnica permanente entre el Gobierno, el Cenace y los gremios, con información pública sobre embalses, demanda y cronogramas, para que los cortes —mientras sean inevitables— se planifiquen y no se improvisen.

No hay salidas fáciles que vengan solo del sector público. Las hidroeléctricas tomarán años, las térmicas siguen fallando y las turbinas llegarán, en el mejor de los casos, en la próxima década. La opción más rápida está sobre nuestras cabezas, en un país ubicado sobre la línea ecuatorial. Para aprovecharla, el Estado no necesita construir; necesita dejar construir, pagar a tiempo y cumplir sus propias reglas.

Tenemos sol de sobra. Lo que nos falta es confianza y rumbo. Sin ellos, seguiremos en tinieblas.

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Nota editorial y fuentes

Este artículo se elaboró con base en información oficial y de prensa disponible al 12 de octubre de 2026. Las cifras fueron contrastadas con la fuente primaria o con una segunda fuente el 13 de octubre de 2026. Las proyecciones y estimaciones se identifican como tales.

1. Cortes de 72 horas semanales desde el 12 de octubre de 2026, más de 9.000 usuarios industriales (185 de alto voltaje y cerca de 8.900 de medio voltaje); solo 47 de las 185 empresas de alto voltaje pueden autoabastecerse por completo. Vistazo, 8 y 9 de octubre de 2026; Confirmado, 12 de octubre de 2026 (este último cita a Primicias).
2. Orden de desconexión inmediata durante el feriado (viernes 9 de octubre) y prórroga de cinco horas para industrias con hornos. Vistazo, 9 de octubre de 2026, con base en Ecuavisa.
3. Mazar en 2.124,99 m s. n. m. el 12 de octubre de 2026 a las 10:00, nivel más bajo de 2026; cota mínima de operación segura: 2.115 m. Datos de Celec Sur, reportados por Expreso, 12 de octubre de 2026.
4. Planes de operación del Cenace archivados desde enero de 2019, 14 proyectos no iniciados, 175 MW perdidos por falta de mantenimiento. Contraloría General del Estado, examen especial al Plan de Expansión de la Generación 2019-2023, reportado por Primicias, 9 de septiembre de 2024.
5. El Aromo (200 MW, adjudicado en diciembre de 2020, contrato firmado el 3 de marzo de 2023) y Villonaco III (110-112 MW, contrato en julio de 2023): operación prevista originalmente para 2022. Contrato de El Aromo publicado por la Presidencia de la República; Primicias, 19 de septiembre de 2024 y 23 de junio de 2025. Estado de El Aromo: el último reporte (El Diario, 29 de junio de 2025) indica que no había iniciado construcción y que Solarpack estima 18 meses de obra una vez que arranque; no se encontraron reportes posteriores de inicio de obras.
6. Garantía soberana del BID por USD 77 millones (19 de junio de 2025). Primicias, 23 de junio de 2025.
7. Villonaco III: obras civiles con más de 54% de avance y operación comercial prevista para el tercer trimestre de 2027. La República, 26 de agosto de 2026.
8. Contratos Worlding (532 MW) cancelados. Primicias, 10 de enero de 2025. Contratos Progen (150 MW, USD 149,1 millones) y ATM (91 MW, USD 89 millones): total 241 MW y USD 238,1 millones; perjuicio estimado por la Contraloría de unos USD 140 millones. Primicias, con base en informes de Contraloría. 30 MW de ATM generando a julio de 2026: Primicias, citado por Radio Govea, 24 de julio de 2026. La cifra de USD 168,9 millones citada por otra nota corresponde al desembolso, no al valor contractual.
9. Plan de 920 MW térmicos (Celec, abril de 2026) y reconocimiento de «solo 50 MW» para el estiaje por el viceministro Javier Medina. Expreso, 6 de agosto de 2026.
10. Declaraciones del ministro Juan Carlos Blum sobre fabricantes y entregas para 2032. Expreso, 1 de junio de 2026.
11. Déficit de alrededor de 1.300 MW en estiaje. Expreso, 6 de agosto y 29 de junio de 2026; Primicias, 25 de septiembre de 2026 (escenarios del consultor Ricardo Buitrón).
12. Toachi Pilatón: construcción desde diciembre de 2010, operación comercial desde el 1 de abril de 2025, previsto para 2014. Primicias.
13. Plazos y costos de hidroeléctricas privadas (mínimo tres años; USD 1-1,5 millones/MW) y solar (USD 600.000/MW; alrededor de un año); trámites de cinco meses a dos años. Gonzalo Uquillas, exviceministro de Electricidad, y Kubiec, en Expreso, 29 de junio de 2026. Estas cifras son estimaciones de expertos, no datos oficiales.
14. Plazos de construcción de referencia: solar de gran escala, 12-18 meses; solar comercial e industrial, 6 meses; gas de punta y ciclo combinado, 24 meses; eólica terrestre, 18 meses. Lazard, Levelized Cost of Energy+ 2026 (LCOE v19.0), supuestos para Estados Unidos. Plantas de motores a fuel oil, 12-36 meses: base de datos de proyectos USP&E.
15. Planta solar de Novacero: 4,23 MWp, USD 2,5 millones, unos cinco meses de instalación, 90% del consumo de la planta. El Universo, julio de 2025.
16. Planta solar Río de Oro Energy (GPS Group), 65 MW en Santa Elena, operación desde mediados de septiembre de 2026, proyecto originado en 2024. El Universo, 6 de octubre de 2026.
17. Unos 500 MW de generación privada instalada. Infobae, 24 de julio de 2026. Más de 700 MW privados hasta el primer semestre de 2027: declaración del presidente Noboa, Primicias, 28 de agosto de 2026 (proyección oficial, no resultado).
18. 643 MW de proyectos privados certificados (179,1 MW de generación distribuida y 464,6 MW de autogeneración). Ministerio de Ambiente y Energía, reportado por Review Energy, 21 de agosto de 2025. No existe desglose público por tecnología.
19. Decreto Ejecutivo 32, firmado el 15 de junio de 2025: obligación de los clientes de alto voltaje de contar con generación propia (nuevo art. 10.1 del Reglamento a la LOSPEE) y plazo de 18 meses desde su vigencia (Disposición Transitoria Décima Cuarta). El texto no fija una fecha calendario; el Gobierno y la prensa la sitúan entre el 15 y el 16 de diciembre de 2026. Texto del decreto (Fielweb); Expreso, 5 de octubre de 2026. Reducción de trámites de 12 a 3 meses: declaración de José Julio Neira, Expreso, 5 de octubre de 2026.
20. Nueva tarifa industrial desde el 1 de octubre de 2026: Resolución ARCONEL-009/2026, Registro Oficial n.º 380 (noveno suplemento); de cerca de 12 a cerca de 31 centavos por kWh, pico de 35,09 centavos; costo de generación térmica de 38-44 centavos según el ministro Blum. Expreso, 30 de septiembre de 2026. Las tarifas varían por distribuidora.
21. Costo adicional de USD 156 millones hasta diciembre: estimación de la Cámara de Industrias de Guayaquil. Expreso, 12 de octubre de 2026.
22. Pérdidas de USD 1.916 millones por los apagones de 2024, impacto de -1,4% del PIB: Banco Central del Ecuador, presentación de cuentas nacionales del 15 de abril de 2025 (gerente Guillermo Avellán), reportado por Primicias.
23. Participación del 37% en el consumo privado de los usuarios de alto y medio voltaje (Cámara de Industrias de Guayaquil) y declaraciones de José Antonio Camposano (Cámara Nacional de Acuacultura). Expreso, 9 de octubre de 2026.
24. Eliminación del IVA (15%) y el ISD (5%) a importaciones de equipos para proyectos privados de generación hidroeléctrica y almacenamiento, desde el 6 de octubre de 2026; la energía solar no se menciona. Declaraciones de José Julio Neira; Expreso, El Comercio y El Universo, 5 de octubre de 2026. Ninguna de las notas identifica el instrumento legal (decreto o resolución), que no se ha localizado.