Tras los apagones de 2024, Ecuador incorporó de forma activa a un actor que hasta entonces operaba casi exclusivamente para consumo propio: la autogeneración privada de emergencia. Hoy, ese aporte supera el 9% de la demanda nacional, aunque su participación es voluntaria, no permanente y condicionada a las necesidades del sistema.
El Operador Nacional de Electricidad (CENACE) mantiene registrados y calificados 564 grupos electrógenos privados, instalados en empresas, industrias, edificios y complejos productivos. Sin embargo, no todos están generando energía al mismo tiempo: se trata de infraestructura disponible que puede ser activada de manera puntual cuando la autoridad lo solicita.
El escenario comenzó a cambiar desde el martes 13 de enero de 2026. Las lluvias en la cuenca del río Paute permitieron la recuperación progresiva de Mazar, el embalse más importante para la generación eléctrica.
En este nuevo contexto, el Gobierno tiene previsto reunirse este lunes 19 de enero con el sector privado para definir si las empresas continúan vendiendo energía.
El aporte de La Fabril
La Fabril está entre las cuatro empresas de mayor autogeneración en Manabí, junto a El Café, Eurofish, Tecopesca y otras que tienen la capacidad de generar, en total, 37.488 Kw (ver gráfico).
"Hemos desarrollado un modelo integral de autogeneración energética que combina generación térmica y autogeneración eléctrica, fortaleciendo la eficiencia, continuidad y resiliencia de nuestras operaciones industriales", señala un comunicado de La Fabril ante la consulta de El Diario.
En el ámbito térmico, la compañía tiene una capacidad instalada de hasta 10 megavatios de generación térmica, a partir del aprovechamiento de biomasa proveniente de residuos del proceso palmicultor. Esta capacidad le permite alcanzar alrededor del 80 % de independencia energética en este componente, reduciendo de forma significativa el uso de combustibles fósiles y promoviendo un enfoque de economía circular.
"El sistema de autogeneración ha sido diseñado con flexibilidad operativa, lo que permite a la empresa funcionar indistintamente con energía autogenerada o conectarse a la red eléctrica nacional en cualquier momento. La generación se realiza a través de módulos independientes, lo que facilita una operación escalable, eficiente y adaptable".
Comunicado de La Fabril
Vías de aporte privado
El respaldo privado al sistema eléctrico se articula por dos mecanismos principales: la autogeneración fotovoltaica, limitada a las horas de radiación solar. Bajo este esquema operan 1.244 empresas y edificaciones, principalmente con paneles instalados en techos industriales, comerciales y superficies extensas.
La segunda vía corresponde a los generadores a diésel, que concentran la mayor capacidad instalada: alrededor de 480 megavatios. Su uso depende de las condiciones técnicas y la disponibilidad de cada empresa.
La crisis eléctrica de 2024 aceleró la instalación de generadores privados. Desde entonces, cumplen una doble función: proteger la continuidad operativa de las empresas y apoyar al Sistema Nacional Interconectado (SNI) cuando es requerido.
CENACE
El pasado 8 de enero, por ejemplo, la Empresa Eléctrica Quito solicitó a ciertos usuarios activar sus equipos por períodos de hasta dos horas.
Para Hernán Flores, presidente de la Asociación de Generación y Autogeneración, se trata de un aporte con costos claros. "Generar con diésel implica combustible, personal y mantenimiento. El costo puede ubicarse entre 22 y 25 centavos por kilovatio hora, y eso debe ser reconocido".
Marco regulatorio y rol del Cenace
El aprovechamiento de esta infraestructura privada se rige por la regulación Arconel 003/24, emitida durante la emergencia de 2024 y denominada Operación Técnica-Comercial de Grupos Electrógenos de Emergencia en condiciones de déficit de Generación.
Bajo esta norma, las empresas con equipos registrados y calificados pueden inyectar energía al SNI y recibir una compensación económica. Aunque la habilitación es permanente, se recomienda priorizar la generación entre las 07:00 y las 22:00, por criterios técnicos.
Una de las provincias con alta autogeneración es Santo Domingo de los Tsáchilas. Y entre esas empresas destaca Pronaca, con 25 plantas de generación propia.
Los 564 grupos electrógenos registrados representan una capacidad cercana a 470 megavatios, pero el aporte efectivo ronda actualmente los 170 megavatios, dependiendo de la coyuntura. El resto permanece como respaldo disponible.
Ministerio de Ambiente y Energía
Contexto técnico: presión y alivio hídrico
Para el analista energético Darío Dávalos, la activación de la autogeneración privada respondió a un objetivo puntual: reducir la presión sobre los embalses, en especial Mazar, cuya cota descendía a inicios de enero por la falta de lluvias.
"La circular enviada a los grandes usuarios se emitió tras un pico de consumo que encendió alertas operativas. Pedir autogeneración permite preservar agua en momentos críticos", explica. A mediados de enero, el embalse de Mazar alcanzó una cota cercana a los 2.140 metros sobre el nivel del mar, impulsado por las lluvias y la decisión de mantener su central hidroeléctrica fuera de operación.
Mecanismo voluntario
La ministra Inés Manzano insiste en que el mecanismo es voluntario y no implica desconexiones obligatorias. "Si tienes generador, puedes conectarte y vender energía. Así como compramos electricidad a Colombia cuando es necesario, también podemos comprar a los privados".
Manzano precisa que, aunque la generación privada de emergencia equivale a cerca del 10 % de la demanda nacional, el aporte real varía. "De casi 470 megavatios instalados, hoy están generando alrededor de 170. Y eso es completamente voluntario".
Un respaldo clave, pero transitorio
Con equipos distribuidos en provincias como Guayas, Pichincha, Manabí, Santo Domingo y Azuay, el sistema eléctrico ecuatoriano cuenta hoy con un respaldo adicional. Para Dávalos, la generación privada de emergencia no sustituye la inversión estructural en nueva generación y transmisión, pero se ha convertido en una pieza clave para atravesar episodios críticos sin afectar a los usuarios. "Es un recurso costoso y condicionado, pero vital para sostener la demanda y ganar tiempo mientras avanzan los proyectos de largo plazo".
