Este trabajo de investigación presenta la evaluación del potencial energético solar para la generación fotovoltaica con conexión a la red en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería (FCI) de la Universidad Técnica Estatal de Quevedo (UTEQ). La investigación es de carácter exploratoria, analítica y de campo para lo cual se recopilaron las variables meteorológicas como la irradiancia y temperatura, así como las características, componentes y funcionamiento de los sistemas fotovoltaicos. Además, se analizaron los datos registrados por el piranómetro ubicado en la FCI en conjunto con datos del NREL para estimar la irradiancia incidente en el área de la cubierta del edificio, teniendo en cuenta las posibles pérdidas por sombras, orientación e inclinación de los paneles debido a la ubicación y arquitectura del edificio. Con dicha información se estimó que la demanda de electricidad diaria del edificio de 2600.66 kWh, considerando las cargas eléctricas y sus horas de uso en base al calendario académico-laboral. En cuanto a la estimación de la irradiación anual promedio en el plano inclinado se obtuvo 3.48 kWh/m2 considerando los factores de pérdidas por suciedad y ángulo de incidencia. Finalmente se determinó que la implementación de un SFV es técnicamente factible con un diseño con 224 módulos fotovoltaicos alcanzando una potencia de generación de 122.08 kWp con 4 inversores de 25 kW conectados en paralelo. En cuanto al aspecto financiero, el proyecto es económicamente factible siempre y cuando el costo por kWh sea mayor a $0.10831. En el escenario más optimista (costo de la tarifa residencial 0.6822 USD/kWh), se obtuvo: un TIR de 89.92%, un VAN de $535,616.22 USD, un (B/C) de 6.29 y en un período de 1 año, 3 mes y 5 días se recuperaría la inversión.This research work presents the assessment of solar energy potential for grid-connected photovoltaic generation at the Facultad de Ciencias de la Ingeniería (FCI) of the Universidad Técnica Estatal de Quevedo (UTEQ). The research is exploratory, analytical, and field-based, for which meteorological variables such as irradiance and temperature, as well as the characteristics, components, and operation of photovoltaic systems, were collected. In addition, data recorded by the pyranometer located at the FCI was analyzed in conjunction with NREL data to estimate the incident irradiance on the roof area of the building, taking into account possible losses due to shading, orientation, and inclination of the panels due to the building's location and architecture. With this information, it was estimated that the building's daily electricity demand was 2600.66 kWh, considering the electric loads and their usage hours based on the academic and labor calendar. Regarding the estimation of the average annual irradiation on the inclined plane, 3.48 kWh/m2 was obtained, considering loss factors due to dirt and incidence angle. Finally, it was determined that the implementation of a photovoltaic system is technically feasible with a design consisting of 224 photovoltaic modules, achieving a generation power of 122.08 kWp with 4 parallelconnected 25 kW inverters. In terms of the financial aspect, the project is economically feasible as long as the cost per kWh is greater than $0.10831. In the most optimistic scenario (residential tariff cost of 0.6822 USD/kWh), a TIR of 89.92%, a VAN of $535,616.22 USD, a (B/C) ratio of 6.29, and an investment recovery period of 1 year, 3 months, and 5 days were obtained.