Se expide la regulación para incentivar proyectos de generación renovable no convencional de 10MW a 100 MW.

El 16 de octubre de 2025, mediante la Regulación Nro. ARCONEL-005/25, se expidió la “Normativa para incentivar la generación con Energía Renovable No Convencional (ERNC) mayor a 10 MW y menor o igual a 100 MW” (en adelante la “Regulación”).

A continuación, se presentan los aspectos más relevantes de la Regulación:

1. Objeto, ámbito y alcance

• La Regulación establece las disposiciones técnicas, comerciales y procedimentales necesarias para que las empresas desarrollen, construyan, operen y mantengan Centrales de Generación Renovable No Convencional (CGRNC) con potencias nominales entre 10 MW y 100 MW.
• La Regulación aplica a proyectos de fuentes ERNC (solar fotovoltaica, eólica, geotérmica, biomasa, biogás o hidroeléctrica) que no formen parte del Plan Maestro de Electricidad (PME). La obtención del Título Habilitante se realiza de manera directa, sin la necesidad de que exista un Proceso Público de Selección.
• La Regulación excluye explícitamente a proyectos de autogeneración, generación distribuida, y a centrales en el sistema eléctrico de Galápagos.
• Los proyectos que incorporen sistemas de almacenamiento y redes de interconexión tendrán prioridad en la tramitación del Título Habilitante.
• El Ministerio del Ambiente y Energía (MAE) definirá la capacidad máxima nacional que podrá desarrollarse bajo esta normativa.

2. Aspectos comerciales: precios y plazos preferentes

• La Regulación fija precios preferentes calculados con base en el Costo Nivelado Total de Energía (CNE), que incluye el Costo Nivelado de Energía (LCOE) y el Costo Nivelado de Transmisión (LCOT).
• Los precios preferentes, expresados en ¢USD/kWh, son los siguientes:
• Biomasa: 10,525
• Eólica: 7,174
• Solar fotovoltaica: 8,036
• Hidroeléctrica (Cuenca del Pacífico): 6,761
• Hidroeléctrica (Cuenca del Amazonas): 6,350
• Biogás: 9,250
• Geotérmica: 14,662
• En el caso de las tecnologías solar y eólica, los precios incluyen el costo asociado al sistema de almacenamiento en baterías, equivalente al 10% de la potencia nominal de la CGRNC y con 4 horas de carga y descarga en el punto de conexión.
• El Costo Nivelado Total de Energía contempla una línea de interconexión de hasta 25 km.
• Los plazos preferentes, durante los cuales aplica el precio fijo, son:
• Solar, eólica y geotérmica: 25 años
• Hidroeléctrica: 30 años
• Biomasa y biogás: 20 años 

• Durante estos plazos, los precios no tendrán ajustes.

3. Condiciones de desarrollo

• Las Empresas de Generación Habilitadas (EGH) asumen la totalidad de los riesgos y costos de diseño, construcción, operación y desmantelamiento.
• En los casos de terminación del Título Habilitante, aplicar la reversión de los bienes al Estado.  El Estado se reserva el derecho de no recibirlos si no resultan convenientes al interés nacional.   Los proyectos deberán conectarse al SNI a través del Sistema Nacional de Transmisión (SNT), conforme al Código de Conexión del Sistema Eléctrico Ecuatoriano (Regulación ARCONEL-001/24).
• Los proyectos deberán obtener los permisos y autorizaciones ambientales correspondientes, de acuerdo con el Código Orgánico del Ambiente (COA) y su Reglamento.
• Los proyectos eólicos y solares deberán incorporar sistemas de almacenamiento, conforme se detalla en la sección 5.

4. Procedimiento de factibilidad de conexión y obtención del Título Habilitante

• Se establecen dos etapas para la factibilidad de conexión:
  (i) Factibilidad de Conexión Preliminar, requisito previo a la suscripción del Contrato de Concesión, y
  (ii) Factibilidad de Conexión Definitiva, que se obtiene una vez suscrito el Contrato de Concesión y antes del inicio de la construcción.
• Las empresas deben presentar su solicitud ante CELEC, acompañada de una declaración juramentada notariada que certifique que el proyecto no forma parte del PME.
• Las empresas vinculadas no podrán acumular más de 100 MW en un mismo punto de conexión. La existencia de vinculación se determinará conforme a la normativa tributaria vigente.
• Las solicitudes se tramitan en estricto orden cronológico, hasta agotar la capacidad remanente disponible, sin generar reservas de capacidad antes de la suscripción del Título Habilitante.
• Obtenida la Factibilidad Preliminar, las empresas gestionarán ante el MAE el Certificado de Calificación, conforme al procedimiento establecido en el Reglamento a la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica.
• Una vez suscrito el Contrato de Concesión, la empresa deberá solicitar la Factibilidad Definitiva de Conexión, que determinará las condiciones técnicas de vinculación a la red.
• CELEC deberá, en un plazo de seis (6) meses, implementaráuna ventanilla virtual para la gestión de los trámites relacionados con las factibilidades de conexión. Hasta entonces, las solicitudes se recibirán mediante Quipux o en formato físico.

5. Operación, despacho y sistemas de almacenamiento

• Las centrales serán despachadas por CENACE, de acuerdo con la Regulación ARCONEL-001/25 (Planificación operativa, despacho y operación del sistema eléctrico de potencia). De acuerdo con esta regulación, la generación con energía renovable no convencional tiene costo variable igual a cero.
• Los sistemas de almacenamiento deberán cumplir con las siguientes especificaciones técnicas mínimas:

• CENACE podrá requerir la entrega de hasta 25% de la energía almacenada por hora para respaldo del sistema, así como definir los periodos de carga y descarga.
• Los datos de potencia activa, reactiva y estado de carga deberán transmitirse en tiempo real al CENACE y a CELEC.
• La ARCONEL, en un plazo máximo de seis (6) meses, emitirá una regulación que norme los BESS (Battery Energy Storage Systems) y definirá los servicios complementarios que podrán prestar, junto con sus condiciones técnicas y comerciales.

6. Ampliación de centrales

Otros aspectos relevantes

• El MAE podrá autorizar incrementos de capacidad. La energía adicional será remunerada con el costo nivelado total establecido en la Regulación, sin modificar el plazo preferente ni ajustar el precio durante su vigencia.
• Las centrales de generación renovable no convencional que ya cuenten con un Título Habilitante antes de expedición de la Regulación podrán incrementar su capacidad de generación bajo este nuevo marco. Para ello deberán incorporar un sistema de medición comercial independiente para la capacidad ampliada.
• Las ampliaciones no extenderán el plazo de concesión otorgado inicialmente.