La falta de gobernabilidad y los retrasos en la variante final han desplomado la producción petrolera del país, a 462.000 barriles diarios a marzo de 2026.
Un reciente informe técnico de la Subgobernanza del Gasoil Pipeline de Petroecuador, obtenido por Radio Pichincha, indica que entre abril 2020 y julio 2025, El Sistema de Tuberías Transecuatorianas (SOTE) experimentó 13 suspensiones de transporte en Ecuador debido a la erosión regresiva a lo largo de las orillas del río Coca.
Estos eventos de parálisis han causado pérdidas por barriles no transportados por un total de USD 1.123,67 millones. Las pérdidas por el flujo de operaciones del oleoducto pesado (PTO) no se incluyen aquí.
La erosión regresiva es un fenómeno natural que comenzó en febrero de 2020 cuando la cascada de San Rafael se derrumbó, en la frontera entre las provincias amazónicas de Napo y Sucumbíos.
El fenómeno natural ha destruido en varias ocasiones las variantes de los oleoductos OCP y SOTE y el poliducto Shushufindi-Quito, así como centros poblados, infraestructura vial, secciones de la ruta Quito-Lago Agrio y amenaza con destruir la recolección de agua de la central hidroeléctrica Coca Codo Sinclair, la más grande del país, con una capacidad instalada de 1.500 megavatios.
El consultor de Energía Nelson Baldeón señaló que esta cifra representa la «factura por una mala gobernanza energética» que agobia al país.
El informe de Petroecuador indica que el impacto más severo ocurrió en julio de 2025. Durante ese mes, la variante SOTE se derrumbó debido al duro invierno, lo que llevó a una suspensión de 548,46 horas (casi 23 días). El resultado fue un derrame desastroso de casi 6 millones de barriles de petróleo crudo, por valor de 372,18 millones de dólares en un solo mes.
Este evento superó incluso la crisis de diciembre de 2021, durante la cual una congelación de 471 horas costó al estado $375 millones.La frecuencia de las crisis es alarmante: cinco suspensiones separadas se registraron en 2020 solamente. Parte de esta parálisis es causada por el riesgo de que la erosión regresiva pueda destruir los oleoductos.
El SOTE puede transportar hasta 360.000 barriles diarios de petróleo, pero entre enero y abril hubo un bombeo de 301.310 barriles en promedio diario, más alto en 14,2% en comparación con el mismo período del año pasado.
En contraste, la OCP tiene una capacidad instalada para transportar 450.000 barriles diarios. Según los registros petroleros del estado de Petroecuador, el bombeo diario fue de 130.436 barriles entre enero y abril, lo que representa una disminución del 34,42% respecto a 2025.
La solución ignorada: variante final de 130 millones de dólares.
La magnitud de la pérdida económica (1.123,67 millones de dólares) es aún más difícil de digerir en comparación con las alternativas técnicas planteadas desde el comienzo de la erosión regresiva del río Coca.
Baldeon señaló que la construcción de una variante definitiva tenía un costo mínimo de 130 millones de dólares en 2020, es decir, casi nueve variantes para el monto perdido por Petroecuador. Además, Baldeon señaló que este proyecto estaba destinado a ser financiado por la empresa privada OCP (que ahora forma parte del Ministerio de Energía), asegurando que no se utilizaran recursos estatales directos de Ecuador en ese momento.
Al mismo tiempo, el analista de energía Darío Dávalos estimó que completar esta infraestructura requeriría una inversión de entre 150 y 200 millones de dólares.
Aunque era relativamente bajo costo, la variante final no fue construida.
En cambio, Petroecuador y el gobierno central (bajo las administraciones de los presidentes Lenín Moreno, Guillermo Lasso y Daniel Noboa) se enredaron en una serie de soluciones provisionales. A partir de mayo de 2026, el estado ha construido al menos 10 variantes de emergencia para SOTE y ocho para Polyduct.
A su debido tiempo, Emilio Cobos, experto en gestiónEs una tontería desperdiciar recursos en variantes y parálisis. La única opción es cambiar todo a un camino diferente, siguiendo la orilla derecha del río.
Variante final: estudios retrasados y contratos bajo sospecha.
Aunque la erosión lateral y regresiva sigue amenazando las carreteras, los sistemas eléctricos y la infraestructura petrolera, la respuesta administrativa ha sido lenta y burocrática.
Bajo la administración de Guillermo Lasso, Petroecuador finalmente inició los estudios de pre-factibilidad para construir la variante definitiva del poliducto SOTE y Shushufindi-Quito.
Por lo tanto, el 26 de septiembre de 2023, mediante Resolución No. Bajo contrato ADJ-CPC-EPP-004-2023, IMCOECSA fue adjudicada al proyecto por USD 1,8 millones con un plazo de 180 días naturales.El contrato fue firmado el 18 de octubre de 2023.
Este plazo expiró el 15 de abril de 2024, durante la administración del Presidente Daniel Noboa.
Por eso Darío Dávalos afirmó que Petroecuador «ya debería tener los resultados», pero hasta mediados de 2026, el país siguió confiando en bypass improvisados y soluciones temporales, incluyendo la variante 10 SOTE, que fue construida a finales de mayo.
Incluso el proceso de adjudicación de IMCOECSA se enfrentó a reclamaciones administrativas de otros licitadores, como SERTECET S.A. que informaron al Servicio Nacional de Adquisiciones Públicas (Sercop) de que la Comisión Técnica aplicaba criterios desiguales y aceptaba personal técnico que no había demostrado la especialidad requerida en Geomática.
Esta serie de negligencias y desastres naturales ha llevado a la industria petrolera ecuatoriana a su peor crisis en décadas.
Los datos históricos muestran una preocupante caída de la producción de crudo, que pasó de 557.000 barriles diarios en 2014, un año pico, a sólo 441.000 para 2025, una disminución del 21%.En el primer trimestre de 2026, la producción alcanzó 462.000 barriles diarios de petróleo crudo, lo que representa una recuperación leve pero insuficiente para satisfacer las necesidades nacionales.
Las fallas de los oleoductos y las frecuentes suspensiones causadas por la erosión de la coca, junto con la insuficiencia de inversiones y la inestabilidad administrativa, son una de las principales razones de esta disminución.
De hecho, la producción de crudo aumentó de 531.000 barriles en 2019 a 479.000 barriles en 2020 debido a la erosión regresiva.