- Petroecuador busca entre 60 y 100 millones de pies cúbicos diarios de GNL con un contrato referencial a 10 años.
- Perú depende en un 96% de un solo yacimiento, Camisea, y de un gasoducto (TGP) que sufrió entre 12 y 13 roturas en 22 años.
- Una planta de regasificación nueva tarda de 3 a 4 años en construirse, un plazo que no calza con la urgencia eléctrica ecuatoriana.
- El plazo de propuestas de Petroecuador vence el 23 de octubre de 2026; la consulta previa no obliga a nadie a ofertar todavía.
Petroecuador abrió en septiembre de 2026 una consulta a proveedores internacionales para importar gas natural licuado (GNL) y frenar el gasto en diésel que sostiene buena parte de la generación eléctrica del país. La pregunta que surge de inmediato, y que ninguna de las notas publicadas hasta ahora había cruzado con datos duros, es si Perú —el productor de gas más cercano y con un yacimiento de escala regional como Camisea— puede convertirse en proveedor real de ese gas. La respuesta corta, según la infraestructura peruana de exportación, es que no en el corto plazo, y por razones que van más allá de la voluntad comercial de ambos países.
Qué pide exactamente Petroecuador
Según reportó Primicias, la petrolera estatal ecuatoriana, bajo la gerencia de Sebastián Maag, lanzó un Request for Information (RFI) que no es todavía una licitación vinculante. Busca proveedores capaces de entregar entre 60 y 100 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD) de GNL, con un contrato de 10 años desde la primera entrega. El plazo para presentar propuestas vence el 23 de octubre de 2026.
El borrador de contrato incluye una cláusula take-or-pay que obliga a pagar un mínimo mensual equivalente a 60 MMPCD, aunque Ecuador no consuma esa cantidad. El proveedor privado asumiría los costos de infraestructura, transporte y regasificación, con entregas en tres puntos: Guayaquil, Machala y la central Termogas Machala, que necesita 80 MMPCD para operar a plena capacidad y hoy recibe apenas 20. No es la primera vez que el país intenta esto: en 2023, bajo el gobierno de Guillermo Lasso, una licitación similar quedó declarada desierta.
El propio Petroecuador ya había anunciado en paralelo un plan de generación con gas asociado: diez proyectos que sumarían más de 120 megavatios entre 2026 y 2028, con una inversión que supera los 300 millones de dólares, y la meta de duplicar el uso de gas asociado en la Amazonía, de 13 a 28 millones de pies cúbicos diarios hacia 2028. Ese gas propio, sin embargo, no alcanza para cubrir la demanda térmica que hoy depende del diésel importado, de ahí la necesidad de buscar un proveedor externo. Panorama Ecuador ya había cubierto el anuncio inicial de la consulta de importación; este reportaje va un paso más allá y analiza si Perú, el vecino productor más cercano, puede realmente cumplir ese rol.
Camisea, el yacimiento del que depende casi todo el país
Perú no es un productor cualquiera en la región. El yacimiento de Camisea, en el Cusco, abastece el 96% del gas natural y el 70% del gas licuado de petróleo (GLP) que consume el mercado interno peruano, según cifras recogidas por El Comercio de Perú. Esa concentración es, al mismo tiempo, la fortaleza y la fragilidad del sistema energético peruano: casi todo el gas del país sale por un único corredor de transporte, el gasoducto que opera Transportadora de Gas del Perú (TGP).
Un solo ducto, doce roturas en 22 años
Ese ducto ha sufrido entre 12 y 13 roturas en 22 años de operación, la mayoría concentradas en el tramo que transporta líquidos de gas natural (LGN). El incidente más reciente, en marzo de 2024, provocó una crisis energética de 13 días en el sur peruano. No es un dato menor para cualquier análisis de viabilidad: un comprador que dependa de ese único ducto hereda también su historial de interrupciones, algo que Ecuador ya sufrió con el diésel y que buscaría evitar, no replicar, con una nueva fuente de gas.
El lote 88, operado por Pluspetrol, reinyecta diariamente el 20% de su propia producción al subsuelo para mantener la presión del yacimiento, lo que limita cuánto gas adicional puede extraerse sin comprometer la vida útil del campo. Perú tiene reservas prospectivas identificadas en otras zonas —el proyecto Candamo, en Puno y Madre de Dios, con 3.6 billones de pies cúbicos (TCF), la cuenca de Madre de Dios con 20.4 TCF, los lotes de Piura con cerca de 5.5 TCF y el lote 58, en manos de la petrolera china CNPC, con 3.56 TCF en recursos contingentes y entrada en producción prevista para noviembre— pero ninguno de esos proyectos está conectado hoy a infraestructura de exportación lista para embarcar GNL hacia Ecuador.
¿Es rentable para Petroecuador importar gas desde Perú?
La respuesta depende de separar dos preguntas que suelen mezclarse: si Perú tiene gas suficiente, y si Perú tiene la infraestructura para entregarlo donde y cuando Ecuador lo necesita. En el primer punto, sí: las reservas prospectivas superan varias veces la producción anual de Camisea. En el segundo, la respuesta hoy es negativa.
Perú no cuenta con una planta de licuefacción operativa orientada a exportación regional de la escala que requeriría un contrato como el que plantea Petroecuador. Construir una planta de regasificación —la instalación que convierte el GNL de vuelta en gas utilizable en las centrales térmicas ecuatorianas— toma entre 3 y 4 años, según las estimaciones recogidas por El Comercio de Perú sobre los proyectos en desarrollo. Ese plazo no calza con la urgencia del contrato ecuatoriano, que busca primera entrega en un horizonte mucho más corto.
A eso se suma el transporte marítimo: enviar GNL desde una eventual planta peruana hasta Guayaquil o Machala implicaría buques metaneros especializados, un tipo de embarcación que ni Perú ni Ecuador operan hoy de forma regular en esta ruta, frente a proveedores establecidos en el mercado spot global —Trinidad y Tobago, Estados Unidos o Colombia— que ya cuentan con terminales de exportación operativas y rutas comerciales probadas hacia el Pacífico sudamericano. En términos puramente logísticos, un proveedor con planta de licuefacción ya construida hoy compite con ventaja frente a un proyecto peruano que todavía no existe.
Lo que sí puede pesar a favor de Perú
La cercanía geográfica reduce el costo de flete marítimo frente a proveedores más lejanos, y una eventual alianza binacional podría negociarse con condiciones distintas a un contrato spot internacional, incluyendo posible transporte por ducto terrestre en el largo plazo si ambos países decidieran invertir en esa conexión. Pero ese es un escenario de política energética a varios años, no una opción disponible para un contrato que Petroecuador quiere cerrar con entregas de corto plazo.
El reportaje de El Oriente sobre la estrategia de Petroecuador confirma que la prioridad inmediata del gerente Maag es cerrar la brecha entre los 20 MMPCD que hoy recibe Termogas Machala y los 80 que necesita para operar a plena capacidad, un objetivo que exige un proveedor con capacidad de entrega inmediata, no un proyecto en construcción.
El precedente que pesa: la licitación desierta de 2023
Que la licitación de 2023 haya quedado desierta bajo el gobierno de Lasso es una señal que el mercado ya envió una vez: el modelo de contrato ecuatoriano, con la cláusula take-or-pay y el traslado de todos los costos de infraestructura al proveedor privado, no resultó atractivo para los actores que ya tienen plantas de licuefacción operando. Un proveedor peruano sin esa infraestructura construida enfrentaría el mismo obstáculo, agravado por el costo adicional de levantar una planta desde cero.
Organismos regionales como la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) han documentado en distintos informes la fragmentación de la infraestructura gasífera sudamericana como una de las principales barreras a la integración energética regional, un diagnóstico que esta consulta de Petroecuador vuelve a poner sobre la mesa. El Ministerio de Energía y Minas de Perú no ha anunciado planes públicos de una planta de exportación de GNL orientada específicamente al mercado ecuatoriano, lo que refuerza que la opción peruana sigue siendo, por ahora, hipotética.
Conclusión: viable a futuro, no para este contrato
Cruzando las tres fuentes, la importación de gas peruano no es descartable como estrategia de mediano a largo plazo para Ecuador, dado el tamaño real de las reservas prospectivas peruanas. Pero no es una opción realista para el contrato que Petroecuador busca cerrar antes de octubre de 2026. Perú carece hoy de una planta de licuefacción con capacidad de exportación lista, depende de un solo gasoducto con un historial de roturas que añadiría riesgo de suministro al que Ecuador ya enfrenta con el diésel, y necesitaría entre 3 y 4 años para construir la infraestructura que haría viable el envío. Mientras esa infraestructura no exista, proveedores con plantas de licuefacción ya operativas seguirán teniendo ventaja competitiva sobre cualquier oferta peruana en esta ronda de consulta.
