A comienzos de 2026, el sector petrolero de Ecuador enfrenta un delicado equilibrio: impulsar mayores niveles de producción mientras lidia con debilidades persistentes en infraestructura y un entorno regulatorio incierto. Estos desafíos surgen en un contexto de elevados precios internacionales del petróleo debido a las tensiones geopolíticas en Medio Oriente, lo que genera incentivos para aumentar la producción, pero al mismo tiempo deja al descubierto limitaciones estructurales dentro de la industria doméstica.
El gobierno, a través de la empresa estatal Petroecuador, ha delineado una estrategia destinada a revertir varios años de caída en la producción. Las proyecciones oficiales apuntan a un nivel promedio de extracción de alrededor de 370.000 barriles diarios en 2026, en un intento por recuperarse de los pobres resultados de 2025, cuando la producción estatal promedió cerca de 349.000 barriles diarios por paralizaciones debido a riesgos naturales en los oleoductos.
Para respaldar esta recuperación, las autoridades han aprobado un programa de inversión de capital cercano a los $632 millones de dólares para 2026, lo que representa un aumento significativo frente al año anterior. La mayor parte de estos recursos se destinará a una nueva campaña de perforación que contempla el desarrollo de 36 pozos, junto con la reactivación de alrededor de 100 pozos existentes. Con estas medidas, las autoridades esperan elevar la producción hasta un pico superior a los 381.000 barriles diarios hacia mayo de 2026.
La infraestructura de transporte constituye otra fuente de vulnerabilidad. El Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE), principal ruta de exportación de crudo del país, continúa expuesto al avance de la erosión regresiva a lo largo del río Coca. Este proceso geológico sigue desestabilizando el terreno bajo estaciones clave de bombeo y representa un riesgo permanente para la operación del oleoducto. Petroecuador ha destinado alrededor de 135 millones de dólares para construir un bypass permanente que permita proteger la ruta, aunque el proyecto aún se encuentra en sus etapas iniciales. Al mismo tiempo, las responsabilidades operativas de la empresa estatal se han ampliado desde el 2024 al tomar la operación del Oleoducto de Crudos Pesados (OCP), previamente en manos provadas. La expiración y no renovación de esa concesión transfirieron el activo a Petroecuador, dejando a la compañía estatal a cargo de ambos sistemas de transporte de crudo.
Otras limitaciones operativas ensombrecen el panorama. El problema más inmediato proviene del frágil estado del sistema de refinación de Ecuador. A inicios de marzo de 2026, la Refinería de Esmeraldas —el mayor complejo de refinación del país— entró en estado de emergencia tras un incendio de gran magnitud. La instalación ya venía operando muy por debajo de su capacidad potencial, funcionando apenas a cerca de la mitad de su capacidad instalada durante 2025. La interrupción más reciente ha reducido aún más la producción nacional de derivados, precisamente cuando toca pagar elevados precios en mercados internacionales.
En este contexto, las perspectivas de una expansión sostenida de la producción dependerán en gran medida de la capacidad de atraer inversión extranjera al sector. Eso no es tarea fácil. Inversionistas señalan de manera reiterada preocupaciones relacionadas con la incertidumbre jurídica y la frecuente rotación de autoridades en Petroecuador. La geografía añade un nivel adicional de complejidad. Varios de los campos petroleros más productivos de Ecuador se encuentran dentro o cerca de áreas ambientalmente sensibles de la Amazonía, lo que incrementa los riesgos reputacionales para las empresas internacionales y complica el desarrollo de nuevos proyectos.
Aunque la actual campaña de perforación podría generar un aumento de producción en el corto plazo, la trayectoria de largo plazo de la industria petrolera ecuatoriana dependerá de la capacidad del gobierno para estabilizar la infraestructura clave y ofrecer un entorno regulatorio más predecible. Sin una recuperación sostenida en la producción de crudo, Ecuador corre el riesgo de perder gradualmente su condición de exportador neto de petróleo, especialmente en un contexto de crecientes importaciones de derivados y del mandato de política pública de cerrar la producción en el campo Ishpingo-Tambococha-Tiputini (ITT). (O)
