Un reciente informe técnico de la Subgerencia de Oleoductos de la estatal petrolera Petroecuador -al que accedió Radio Pichincha- señala que entre abril de 2020 y julio de 2025, el transporte de hidrocarburos en Ecuador por el Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE) ha sufrido 13 eventos de suspensión provocados la erosión regresiva en las márgenes del río Coca.
Estas paralizaciones han generado pérdidas por barriles no transportados valoradas en USD 1.123,67 millones. Aquí no se incluye las pérdidas por la salida de operaciones del Oleoducto de Crudos Pesados (OCP).
La erosión regresiva es un fenómeno natural que empezó en febrero de 2020 cuando colapsó la cascada San Rafael, en el límite fronterizo 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, tramos de la vía Quito-Lago Agrio y amenaza con destruir la captación de agua de la hidroeléctrica Coca Codo Sinclair, la más grande del país, con una capacidad instalada de 1.500 megavatios.
El consultor energético Nelson Baldeón señaló que esta cifra es la “factura de la falta de gobernanza energética” que arrastra el país.
De acuerdo con el informe de Petroecuador, el impacto más severo ocurrió en julio de 2025. Durante ese mes, la variante del SOTE colapsó por la intensidad del invierno, forzando una suspensión de 548,46 horas (casi 23 días). El resultado fue una pérdida catastrófica de casi 6 millones de barriles de crudo, valorados en USD 372,18 millones en un solo mes.
Este evento superó incluso la crisis de diciembre de 2021, donde otra paralización de 471 horas costó al Estado USD 375 millones. La frecuencia de las crisis es alarmante: solo en 2020 se registraron cinco suspensiones distintas. Algunas de esas paralizaciones obedecen a los riesgos de que la erosión regresiva destruya los oleoductos petroleros.
El SOTE tiene una capacidad máxima de transporte de 360.000 barriles de petróleo por día. Pero entre enero y abril hubo un bombeo de 301.310 barriles en promedio día, mayor en 14,2% en comparación al mismo periodo del año anterior.
En cambio, el OCP tiene una capacidad instalada para transportar 450.000 barriles diarios. Entre enero y abril, por ese ducto se bombearon 130.436 barriles por día, un 34,42% menos que lo registrado en 2025, según registros de la estatal petrolera Petroecuador.
La solución ignorada: Variante definitiva de USD 130 millones
La magnitud de la pérdida económica (USD 1.123,67 millones) resulta aún más difícil de digerir al compararla con las alternativas técnicas planteadas desde el inicio de la erosión regresiva del río Coca.
Baldeon señaló que construir una variante definitiva tenía un costo mínimo de USD 130 millones en 2020, es decir, casi nueve variantes por el monto perdido por parte de Petroecuador . Además, Baldeon recordó que esta obra estaba prevista que sea financiada por la entonces empresa privada OCP (ahora es una entidad adscrita al Ministerio de Energía), sin comprometer recursos directos del Estado ecuatoriano en ese momento.
En tanto, el analista energético Darío Dávalos proyectó que la inversión necesaria para esta infraestructura definitiva demandaría entre USD 150 millones y USD 200 millones.
Pese a que era un costo relativamente bajo, la construcción de la variante definitiva no ocurrió.
En lugar de aquello, Petroecuador y el Gobierno central (bajo las administraciones de los presidentes Lenin Moreno, Guillermo Lasso y Daniel Noboa) se enredaron en una serie de soluciones provisionales. Hasta la fecha (mayo de 2026), la estatal ha tenido que construir al menos 10 variantes de emergencia para el SOTE y ocho para el Poliducto.
En su momento, Emilio Cobos, experto en gestión ambiental, calificó esta estrategia como un sinsentido: “Es una estupidez la cantidad de recursos malgastados en variantes y paralizaciones. La única solución es trasladar todo por otra ruta, por el flanco derecho del río”.
Variante definitiva: estudios retrasados y contratos bajo sospecha
Mientras la erosión lateral y regresiva sigue y continúa poniendo en riesgo a la infraestructura vial, eléctrica y petrolera, la respuesta administrativa ha sido lenta y burocrática.
Durante el gobierno de Guillermo Lasso, Petroecuador finalmente inició el proceso para los estudios de prefactibilidad para la construcción de la variante definitiva para el SOTE y Poliducto Shushufindi-Quito”.
Así, el 26 de septiembre de 2023, mediante resolución No. ADJ-CPC-EPP-004-2023, se adjudicó el contrato a la empresa IMCOECSA por un monto de USD 1.800.000 con un plazo de 180 días calendario. El contrato fue suscrito el 18 de octubre de 2023.
Ese plazo venció el 15 de abril de 2024, ya en la administración del Presidente Daniel Noboa.
Por eso, Darío Dávalos señaló que Petroecuador “ya debía contar con los resultados”. Sin embargo, hasta mediados de 2026, el país seguía improvisando baipases y variantes provisionales, como la Variante 10 del SOTE, que fue construida a finales de mayo.
Incluso el proceso de adjudicación a IMCOECSA enfrentó reclamos administrativos por parte de otros oferentes como SERTECPET S.A., quienes denunciaron ante el Servicio Nacional de Contratación Pública (Sercop) que la Comisión Técnica aplicó criterios desiguales y aceptó personal técnico que no acreditaba la especialidad requerida en Geomática.
Esta cadena de negligencias y desastres naturales ha empujado a la industria petrolera ecuatoriana a su peor crisis en décadas.
Las cifras históricas revelan un declive alarmante en la extracción de crudo: de los 557.000 barriles diarios producidos en 2014 (uno de los años con mejor rendimiento petrolero de la historia), la cifra cayó a 441.000 en 2025, una reducción del 21%. En tanto, en el primer trimestre de 2026, la producción se situó en 462.000 barriles de crudo diarios, una recuperación ligera pero insuficiente frente a las necesidades nacionales.
La rotura de oleoductos y las constantes suspensiones por la erosión del Coca están entre las causas principales de este declive, junto con la falta de inversión y la inestabilidad administrativa.
De hecho, la producción de crudo pasó de 531.000 barriles en 2019 a 479.000 barriles en 2020 debido al impacto de la erosión regresiva.
Radio Pichincha
LV