Invertir en plantas eléctricas y subir la producción petrolera, los retos urgentes del nuevo Ministro de Energía

La vulnerabilidad del sistema eléctrico se ha puesto puesto en evidencia durante abril de 2026, con frecuentes cortes de luz en la Costa ecuatoriana, sin previo aviso. 

Producto de la ola de calor en esta región, la demanda de energía eléctrica se ha incrementado por un mayor uso de aires acondicionados y ventiladores. 
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​Con la demanda eléctrica al máximo, las redes de distribución de energía están al límite, explica Luis Eduardo Armas, ingeniero eléctrico y consultor. 

​Durante marzo y abril de 2026, la demanda de energía alcanzó los tres mayores picos históricos registrados por el por el Operador Nacional de Electricidad Cenace. El 18 de marzo, la demanda llegó a 5.274 megavatios (MW), superada el 10 de abril, con un pico de 5.333 MW. Luego, el 14 de abril, el récord llegó a 5.374 MW.
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​Los expertos advierten que uno de los problemas es que durante años, no se han realizado inversiones para repotenciar y ampliar las redes de transmisión y distribución, para que estén listas para soportar el incremento de la demanda que ocurre cada año.
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Por otro lado, la energía eléctrica disponible en Ecuador en época de estiaje (bajas lluvias y los caudales de los ríos) no alcanza para cubrir la demanda. Y el escenario empeoró porque el 22 de enero de 2026 Colombia dejó de vender energía a Ecuador en medio de la guerra comercial.​

En época de lluvias, cuando los caudales están más altos, Ecuador puede contar con alrededor de 5.300 MW solo de hidroeléctricas, más unos 1.300 MW de termoeléctricas, explica el experto en el sector eléctrico Gabriel Secaira. Eso permite cubrir los picos de demanda máxima. 

Pero, en época de estiaje, los caudales pueden caer a niveles mínimos. Y en ese escenario, al país le harían falta entre 900 y 1.000 MW, porque baja el aporte de las centrales hidroeléctricas, aclara Luis Eduardo Armas, ingeniero y consultor eléctrico.

Y es que en época de lluvias la generación hidroeléctrica puede llegar a representar alrededor del 85% del total, pero cuando hay estiaje, baja a 60% o 70% aproximadamente, dice Armas.

Frente a la posibilidad de un nuevo estiaje a finales de 2026, el Gobierno anunció nuevas contrataciones. En esta ocasión, la prioridad está en procesos de arrendamiento, es decir, soluciones temporales y, además, costosas, pues usarán diésel.

La empresa pública Celec ha lanzado seis procesos de contratación para arrendamiento de generación en tierra por USD 213 millones, para generar 205 megavatios.

Para Ecuador, el fuerte incremento de precios del petróleo que se ha registrado desde marzo de 2026, por la guerra en Medio Oriente, podría significar tener más ingresos en la caja fiscal.

Y es que en el Presupuesto General del Estado, el Ministerio de Finanzas proyectó que el precio promedio del barril de petróleo de Ecuador sería USD 53,5 en 2026, pero por la guerra se ha estado vendiendo por encima de USD 80.

Sin embargo, la producción de Petroecuador, que representa el 80% del total del país, está cayendo desde 2024. De ahí que el país no puede aprovechar al máximo este nuevo boom de precios.

En 2025, Petroecuador cerró con una producción de 349.167 barriles diarios, la cifra más baja en 16 años. Una de las razones de esta caída fue la rotura del Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE) en Esmeralda, en marzo de 2025.
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Otra de las razones por las que la producción no mejora son los problemas de generación eléctrica en los campos petroleros, lo que incrementa el costo de producción, explica Marcela Reinoso, exgerenta de Petroecuador. 

Mientras tanto, la producción petrolera total del país se ubicó en un promedio de 440.478 barriles diarios, entre enero y diciembre de 2025, lo que representa una caída de 7,8% frente a 2024. Además, fue el peor año en producción desde 2003. 

Por otro lado, la refinación de crudo en Ecuador es cada vez más baja, debido a que la Refinería de Esmeraldas no ha recibido los mantenimientos requeridos en los tiempos adecuados. Además, tras el incendio de marzo de 2026, está operando al 39% de su capacidad instalada.

Otra tarea pendiente para la próxima autoridad energética del país es el futuro del campo Sacha, el campo más productivo del país, conocido como 'la joya de la corona', que está a cargo de Petroecuador. 

Se trata de un campo maduro, que lleva 53 años en explotación, con un petróleo que tiene una de las calidades más altas del país.
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​En 2025, el Gobierno de Daniel Noboa intentó concesionarlo de forma directa y sin concurso al consorcio Sinopetrol, conformado por las empresas Amodaimi Oil (filial de la china Sinopec, con el 60% de participación) y Petrolia Ecuador (filial de la canadiense New Stratus Energy, con el 40% de participación en el consorcio). 

Fue un polémico proceso que terminó suspendiéndose en marzo de 2025.
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Pero, el Gobierno continúa insistiendo en quitarle a Petroecuador la operación de Sacha. De hecho, en el acuerdo comercial firmado con Estados Unidos, del 13 de marzo de 2026, Ecuador se compromete a "realizar licitaciones públicas abiertas para proyectos energéticos, incluyendo la concesión petrolera de Sacha, la futura generación de energía y la extracción y procesamiento de minerales críticos".​

Debido a limitaciones legales para concesionar campos maduros en producción, la propuesta del Gobierno es delegar el campo bajo la modalidad de gobierno a gobierno, es decir, transferir su operación a una empresa estatal de otro país.

Desde 2018, Ecuador no tiene activo el catastro minero para la entrega de nuevas concesiones mineras a inversionistas. Pese a que el Gobierno de Noboa prometió reactivarlo en 2025, la iniciativa no se ha concretado.

Además, en el mapa minero están varios proyectos de nuevas minas industriales a gran escala que avanzan, pues ya se firmaron los contratos de explotación, como la mina a cielo abierto Cangrejos, ubicada en El Oro y la mega mina de cobre Cascabel, en Imbabura.

Pero también hay proyectos importantes en los que hay trabas, como la mina de cobre Mirador Norte (Zamora Chinchipe) para la que se espera llegar a un acuerdo sobre la instalación de una planta de autogeneración propia.

Y el proyecto Loma Larga, en Azuay, que está suspendido tras fuerte oposición de la población.