CONCENTRACION DE RIESGO EN EL OPERADOR ESTATAL
- Rafael Rodriguez
- hace 6 días
- 4 min de lectura
Ecuador apuesta el 79 % de su producción petrolera a un solo operador que está invirtiendo menos
Ecuador apuesta el 79 % de su producción petrolera a un solo operador que está invirtiendo menos
El dato que debería preocupar más a quienes siguen el sector hidrocarburífero ecuatoriano no es una caída puntual de producción. Es la estructura detrás de esa caída: el país depende de una sola empresa, EP Petroecuador, para casi 8 de cada 10 barriles que produce, y esa empresa redujo su inversión.
Indicador | Valor | Período |
Producción de EP Petroecuador (empresa pública) | 345.771 bbl/d | jun-2025 a may-2026 |
Participación de la empresa pública en el total nacional | 78,9 % | jun-2025 a may-2026 |
Participación de compañías privadas | 21,1 % (92.493 bbl/d) | jun-2025 a may-2026 |
Caída de la producción pública | -8,4 % | 2024 vs. 2025 |
Caída de la producción nacional total | -6,3 % | últimos 12 meses vs. previos |
Cuando casi el 80 % de un activo estratégico nacional descansa en un solo operador, cualquier problema de ese operador —de caja, de gestión, de inversión, de mantenimiento— se traslada de forma directa al país entero. No hay un segundo o tercer operador de tamaño comparable que pueda compensar la diferencia. El informe de CEDE lo dice sin rodeos: es un riesgo por concentración, y ya se está manifestando en las cifras.
Por qué esto no es una anécdota de un mes malo
La producción nacional lleva desde 2020 moviéndose en una banda estrecha, sin recuperar los niveles previos a la crisis de los oleoductos. Los promedios anuales de 2020 a 2024 se mantuvieron entre 473.308 y 480.832 bbl/d, muy por debajo de los 517.198 a 556.347 bbl/d que el país sostuvo entre 2013 y 2019. En 2025 esa banda se rompió a la baja, hasta 441.184 bbl/d.
El arranque de 2026 (459.783 bbl/d entre enero y mayo) muestra una leve mejora frente a 2025, pero sigue por debajo de la banda 2013-2019. Es estabilización, no recuperación — y ocurre mientras el operador que sostiene el 79 % de la producción sigue invirtiendo menos.
La inversión se fue al mantenimiento, no al crecimiento
El detalle por campo confirma el patrón. Entre enero y junio de 2026, el país ejecutó 520 actividades de pozo: 400 reacondicionamientos, 70 perforaciones y 50 completaciones. La proporción es reveladora — cuatro de cada cinco intervenciones fueron para sostener pozos existentes, no para desarrollar reservas nuevas.
Tipo de actividad | Cantidad | % del total |
Reacondicionamientos | 400 | 77 % |
Perforaciones | 70 | 13 % |
Completaciones | 50 | 10 % |
De diez activos operativos, siete redujeron su producción entre enero y junio de 2026 y solo tres la aumentaron. El caso más visible es Edén Yuturi, Apaika e ITT — el bloque que aporta el 20,9 % del crudo nacional — que cayó 6,6 % en el semestre. Ahí pesa además una restricción particular: tras la consulta popular que ordenó el cierre del ITT, está prohibido reemplazar las bombas de levantamiento artificial (BES) cuando fallan, lo que convierte cada falla de bomba en una pérdida de producción irreversible dentro del plan de cierre.
Aquí conviene separar dos cosas que el término "consorcio" tiende a mezclar. Dentro de los propios activos de Petroecuador operan contratistas bajo el esquema de Servicios Integrados con Financiamiento de la Contratista: la contratista pone el capital y ejecuta la inversión comprometida, pero no opera el campo — la titularidad y la operación siguen siendo de Petroecuador. Es un esquema que solo existe dentro de Petroecuador, y son precisamente esos contratistas los que ejecutan el 60 % de los pozos perforados y el 50 % de los completados del semestre, mientras el operador estatal concentra el grueso de los reacondicionamientos — es decir, mantener lo que ya existe en lugar pensar en crecimiento a traves de proyectos de recuperacion secundaria y/o mejorada.
El 21 % de la producción nacional, corresponde a las compañías privadas, es un grupo distinto a los consorcios: son operadoras propiamente dichas, con contrato directo con el Ministerio de Ambiente y Energía, no contratistas de servicio de Petroecuador. Aun así, el patrón de fondo no cambia: dentro del universo que controla el operador estatal, es el capital de terceros el que está sosteniendo la actividad de crecimiento, mientras el balance de la empresa pública se inclina hacia el mantenimiento.
El riesgo de no diversificar
Esta concentración no es solo un problema operativo, se conecta directamente con el deterioro del margen petrolero del país: en 2013 Ecuador ingresó 7.901 millones de USD netos por exportar crudo e importar derivados; en 2025 ese saldo cayó a apenas 748 millones, una caída del 91 %. Cuando el operador que sostiene el grueso de la producción no logra frenar la declinación, el margen que debería financiar nuevas inversiones sigue reduciéndose — y el país queda menos capacidad de reacción frente al próximo choque externo, ya sea una caída del WTI o una nueva interrupción de oleoductos como las de 2020, 2021 y 2025.
La salida que señala el propio informe
El diagnóstico de CEDE apunta hacia dos frentes concretos:
Recuperación secundaria y mejorada (EOR), para incorporar reservas adicionales en campos maduros en lugar de seguir extrayendo, el petroleo facil ya se acabo.
Rediseño de los contratos con los consorcios privados en Petroecuador, para incentivar más inversión de riesgo en recuperación secundaria, mejorada y exploracion, de tal forma que podamos asegurarnos el largo plazo y no solo en el mantenimiento de la producción actual.
Mientras esa diversificación no avance, la fotografía seguirá siendo la misma: un país cuya producción petrolera depende, casi por completo, de las decisiones de inversión de un solo operador estatal.
Fuente: "Hidrocarburos Ecuador: producción, comercio exterior y margen del país" — CEDE (Cámara de Energía del Ecuador), con datos del Banco Central del Ecuador y el Informe Estadístico Mensual de EP Petroecuador (junio 2026). Documento emitido el 31/07/2026.
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