La limitada producción del campo Amistad —apenas 18 a 21 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD)— debe repartirse entre Termogas Machala, que requiere 60 MMPCD, la planta de GNL de Petroecuador y clientes industriales. Ahora, Petroecuador se comprometió a destinar además 1 a 2 MMPCD a Gasvesubio desde agosto, en un escenario de sobredemanda que obliga al país a importar gas y usar diésel.
En medio del frágil panorama energético que atraviesa Ecuador, Petroecuador ha recibido el encargo de asegurar el suministro de gas natural para el proyecto termoeléctrico emergente Gasvesubio, en Bajo Alto (El Oro), impulsado por la empresa pública Electro Generadora del Austro (Elecaustro). La medida busca sumar 14 megavatios (MW) al Sistema Nacional Interconectado (SNI) como parte del plan gubernamental que pretende incorporar 939 MW en 2025 y así garantizar la continuidad del servicio eléctrico. Desde el ministerio de Energía y Minas no ha detallado cuánto de esos 939 MW se han instalado y actualmente contribuyente al sistema.
El pedido formal de Elecaustro fue realizado mediante el oficio Nro. EEGA-GG-2025-0152-OF, del 14 de marzo de 2025, y reiterado en julio a través de nuevas comunicaciones oficiales. El contrato firmado en febrero de 2025 con Gasvesubio Export S.A., con vigencia de 525 días, contempla el alquiler de un sistema terrestre de generación termoeléctrica con gas natural, cuya energía será transportada mediante un gasoducto privado de 2,6 km propiedad de la compañía.
No obstante, el proyecto enfrenta un dilema mayor: el gas natural debe provenir del campo Amistad, en el golfo de Guayaquil, el mismo que abastece a Termogas Machala, la mayor central estatal con capacidad instalada de 248 MW.
Esta planta ha funcionado apenas con 80 MW en lo que va del año, debido a la limitada producción del campo frente a una necesidad real de 60 millones de pies cúbicos de gas al día (MMPCD) para operar a plena capacidad. Actualmente, unos 14 MMPCD del Campo Amistad se destinan a Termogas Machala, lo que ha obligado a reducir su funcionamiento e incluso recurrir a diésel.
El campo Amistad produce entre 18 y 21 MMPCD de gas natural, volumen muy inferior a la demanda acumulada. Además de Termogas Machala, la planta de Gas Natural Licuado (GNL) de Petroecuador requiere 5,5 MMPCD para sostener sus procesos, mientras que los clientes industriales reciben 6,5 MMPCD durante 15 días al mes según contratos vigentes.
La suma de estas obligaciones supera con creces la producción real del campo, generando una sobredemanda estructural que obliga a Ecuador a importar gas o sustituirlo con diésel, un combustible más caro y contaminante.
En este contexto, la incorporación de Gasvesubio —que demanda entre 1 y 2 MMPCD en su fase inicial— añade mayor presión sobre un recurso limitado y coloca a Petroecuador en la compleja tarea de equilibrar compromisos contractuales, sostenibilidad financiera y estabilidad técnica del sistema eléctrico.
Ante este escenario, Petroecuador definió una hoja de ruta para permitir la operación de Gasvesubio sin detener a Termogas Machala. Según memorandos internos, la empresa estatal se comprometió a:
- Iniciar las entregas de gas desde el 4 de agosto de 2025, fecha en que Termogas Machala concluiría mantenimientos programados y la planta de Gas Natural Licuado (GNL) de Petroecuador saldría temporalmente de operación.
- Asignar entre 1 y 2 MMPCD de gas natural a Gasvesubio para pruebas iniciales de arranque y validación técnica de la central.
- Garantizar un consumo estable y no intermitente de Gasvesubio, condición indispensable para evitar afectaciones de presión en los ductos y riesgos operativos en Termogas Machala.
- Coordinar despachos flexibles según la disponibilidad real de producción en el campo Amistad, con prioridad en mantener un equilibrio técnico que permita sostener la operación de la unidad 6FA-1 de Termogas Machala (13,5 MMPCD mínimos de consumo) y, en lo posible, de las unidades TM-2500 cuando regresen de mantenimiento.
El acuerdo firmado entre Elecaustro y Gasvesubio establece que Petroecuador será el proveedor oficial del gas, mientras que el transporte se realizará por el gasoducto secundario privado de la empresa, autorizado en 2022 por la Agencia de Regulación y Control de Electricidad.
La urgencia del cronograma responde a las advertencias del Operador Nacional de Electricidad (Cenace), que prevé posibles racionamientos a partir de septiembre si los proyectos de expansión no se concretan. Por ello, cada nuevo megavatio resulta crucial para mantener el equilibrio del sistema eléctrico.
Expertos advierten que el debate no solo es técnico sino estratégico. “¿Debería priorizarse un nuevo proyecto emergente, aunque afecte a una planta ya existente como Termogas Machala? ¿Es sostenible apostar por infraestructura privada mientras se deja rezagada una instalación estatal?”, cuestiona el ingeniero eléctrico Andrés Burbano.
Duplicar la producción del Campo Amistad tomará entre 8 y 9 meses
Aunque el Gobierno de Daniel Noboa presentó como un hito el plan para duplicar la producción del Campo Amistad de 20 a 40 millones de pies cúbicos diarios de gas —un proceso que, según Nelson Baldeón, empresario con más de 15 años de experiencia en el sector perolero, tomará entre 8 y 9 meses en concretarse—, la medida apenas roza la superficie del potencial gasífero y petrolero del país.
Baldeón advierte que se trata de una solución puntual, que ayuda a dar cierto oxígeno a la operación de TermoMachala y a reducir parte de las importaciones, pero que no ataca el verdadero problema de fondo: la dependencia creciente de derivados como el diésel, cuyas compras externas o importaciones superan los $8.000 millones anuales.
Baldeón subraya que mientras Ecuador celebra el posible incremento de unos 20 millones de pies cúbicos de gas, países vecinos como Perú o Colombia producen entre 1.300 y 1.800 millones diarios, con proyectos offshore y rondas exploratorias que apuntan a un aprovechamiento integral de sus recursos.
En contraste, Ecuador sigue dejando bajo tierra enormes reservas de crudo y gas, desaprovechando oportunidades de inversión privada que podrían triplicar la producción nacional y convertir al país en un verdadero jugador energético regional.
