El presente estudio evalúa la viabilidad técnico-económica de la integración de generación solar fotovoltaica de autoconsumo en redes de subtransmisión, considerando la intermitencia del recurso renovable y su impacto en la estabilidad del sistema eléctrico. Se desarrolla una metodología basada en modelos de optimización determinísticos y estocásticos, implementados en AMPL y Python, respectivamente. El análisis se centra en la red de subtransmisión de Guayaquil, donde se examinan dos escenarios contrastantes: alta y baja intermitencia en la generación renovable. La metodología incluye la generación de escenarios probabilísticos, la optimización multiperiodo y el análisis de flujos de potencia en condiciones de seguridad (n-1). Se comparan los resultados obtenidos con un modelo determinístico tradicional, evidenciando que la modelación estocástica permite una representación más realista de la variabilidad de la generación solar y una planificación más robusta. Los hallazgos indican que la intermitencia de la fuente solar puede generar fluctuaciones en los flujos de potencia, aumentando el riesgo de sobrecargas en ciertas líneas y la necesidad de estrategias de mitigación. Se identifica que la integración fotovoltaica puede reducir costos operativos, pero requiere inversiones adicionales en infraestructura y mecanismos de control para garantizar la estabilidad del sistema. Se recomienda fortalecer la modelización de incertidumbre mediante técnicas avanzadas de predicción, así como evaluar la incorporación de almacenamiento energético y respuesta a la demanda para mejorar la flexibilidad operativa. Los resultados de este estudio proporcionan una base sólida para la toma de decisiones en la planificación de redes eléctricas con alta penetración de energías renovables.