- Petroecuador abrió una consulta no vinculante para importar entre 60 y 100 millones de pies cúbicos diarios de gas natural licuado.
- La propuesta plantea un contrato referencial a 10 años con un esquema take-or-pay de 60 MMPCD mensuales.
- El plazo para que las empresas interesadas presenten información vence el 23 de octubre de 2026.
- La medida busca sustituir diésel importado y respaldar el crecimiento de la demanda eléctrica del país.
La empresa estatal Petroecuador lanzó en septiembre de 2026 una Solicitud de Información dirigida a proveedores internacionales de gas natural licuado (GNL), con el objetivo de sustituir de forma progresiva el diésel que Ecuador importa para generar electricidad. El plazo para presentar propuestas técnicas y comerciales vence el 23 de octubre de 2026, según el documento publicado por la petrolera.
El requerimiento contempla un volumen de entre 60 y 100 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD), bajo un esquema contractual referencial de 10 años con un compromiso take-or-pay mensual de 60 MMPCD. Petroecuador aclaró que asumiría pagos únicamente por el gas efectivamente entregado, sin financiar inversiones en infraestructura de licuefacción o transporte: esos riesgos, incluidos el traslado marítimo y las pérdidas por evaporación, quedarían a cargo del proveedor.
Tres puntos de entrega y la urgencia de Machala
El documento define tres puntos posibles de entrega: el río Guayas junto al puerto de Contecon, en modalidad barco a barco; Puerto Bolívar, a través de isotanques criogénicos gestionados por Yilport-Machala; y la central Termogas Machala, que recibiría el combustible ya regasificado. Esta última planta, con capacidad instalada de 210 MW, necesita 80 MMPCD para operar a plena carga, pero actualmente recibe apenas 20 MMPCD, según cifras citadas en la convocatoria.
La brecha se agrava porque la única producción local de gas natural, proveniente del Campo Amistad en el Golfo de Guayaquil, promedió 22,9 MMPCD entre enero y julio de 2026, un 22% más que el año anterior pero insuficiente para cubrir la demanda térmica. El experto energético Jorge Luis Hidalgo advirtió que aumentar esa producción interna tomaría al menos ocho meses, un plazo que no resuelve la urgencia inmediata del sistema eléctrico.
Un intento que ya fracasó en 2023
No es la primera vez que el Estado busca gas importado: una licitación similar fue declarada desierta en noviembre de 2023, durante el gobierno de Guillermo Lasso. En mayo de 2025 se declaró de prioridad nacional el desarrollo del Campo Amistad, y en octubre de 2025 entró en operación la central Gasvesubio, de apenas 13,5 MW, un aporte marginal frente a la demanda proyectada.
Para Nelson Jaramillo, experto de la consultora Sicar, el gas natural es la alternativa más razonable para reemplazar el diésel en la matriz térmica: «El gas natural sería ideal para sustituir el diésel», señaló. Petroecuador, por su parte, explicó que la consulta busca «conocer el interés y la capacidad de potenciales proveedores para abastecer gas natural licuado bajo un esquema contractual referencial de largo plazo, así como recibir comentarios y propuestas sobre los aspectos técnicos y comerciales planteados».
Generación actual y almacenamiento mínimo exigido
Según los datos oficiales incluidos en la convocatoria, la generación térmica a gas se ubicaba en septiembre de 2026 en apenas 105 MW, muy por debajo del potencial de Termogas Machala. El pliego exige además que los proveedores garanticen entre 3 y 5 días de almacenamiento operativo en el punto de entrega, un requisito pensado para dar margen frente a interrupciones logísticas en el transporte marítimo del GNL.
El reciente incremento de producción en el Campo Drago, en Sucumbíos, muestra que Petroecuador intenta simultáneamente elevar su extracción de crudo mientras negocia el abastecimiento externo de gas, dos frentes que compiten por presupuesto y capacidad de gestión dentro de la misma empresa estatal. La meta de diversificar la matriz energética también se cruza con las dudas que ya rodean otros objetivos del sector, como la proyección presidencial de alcanzar 500.000 barriles diarios de crudo, cuestionada por analistas ante la declinación de los campos maduros de la Amazonía.
Qué sigue tras el cierre de la consulta
Una vez cerrado el plazo del 23 de octubre, la petrolera estatal deberá sistematizar las respuestas recibidas y definir si convoca una licitación formal, similar a la fallida de 2023, o negocia contratos bilaterales directos. El resultado determinará si Ecuador logra por fin diversificar su matriz térmica lejos del diésel importado, cuyo costo fiscal ha sido señalado repetidamente por organismos como la Organización de Países Exportadores de Petróleo como un factor de vulnerabilidad para economías dependientes de combustibles fósiles importados.
La Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos, el organismo que fiscaliza la producción reportada en este proceso, deberá además validar que cualquier contrato resultante cumpla con los estándares técnicos exigidos para instalaciones de regasificación en los tres puntos de entrega propuestos.
El desenlace de esta consulta será observado de cerca por el sector eléctrico privado, que depende en buena parte de la estabilidad del suministro térmico para evitar racionamientos en temporada de estiaje. Un contrato de largo plazo firmado antes de fin de año daría margen a Termogas Machala para operar cerca de su capacidad plena, algo que no ha logrado desde su puesta en marcha por la escasez crónica de gas disponible en el mercado local.
