La semana pasada hubo desabastecimiento de diésel en varias estaciones de servicio de Guayaquil, Daule y Samborondón.
Fue un síntoma de una decisión desesperada: el Estado ecuatoriano está quemando en sus centrales termoeléctricas el combustible que debería mover el transporte del país.
La energía termoeléctrica busca compensar la caída de la producción de hidroeléctricas clave como Coca Codo Sinclair, la falta de energía desde Colombia, al fracaso de los contratos eléctricos con Progen y ATM, y al aumento sostenido de la demanda de energía, especialmente en la Costa ecuatoriana.
En ese escenario se han registrado cortes de luz desde mediados de marzo en varios puntos del país, especialmente en las noches y madrugadas.
Según cifras de la estatal petrolera Petroecuador, el consumo de Diésel 2 -el combustible típico para las plantas térmicas- registró un aumento del 2,93%, pasando de 594.254 barriles en el primer trimestre de 2025 a 611.694 barriles en el mismo periodo de 2026.
Pero es el Diésel Premium el que rompe todos los esquemas.
El consumo de este derivado de alta calidad, destinado originalmente al sector automotor, se disparó un 107,26% en el último año, saltando de 39.421 barriles a 81.707 barriles entre enero y marzo de 2025 y el mismo periodo de 2026, según Petroecuador.
Pero, el incremento es más notorio si se analiza las cifras de enero, mes en que empiezan los problemas para el país. Así, el consumo de Diésel Premium para el sector eléctrico pasó de 13.707 barriles en enero de 2025 a 50.285 barriles en enero de 2026, un aumento del 267% en ese periodo.
¿La razón? Una fuente del sector petrolero lo explica: “cuando no llega el Diesel Oil (Diésel 2), para no parar la generación termoeléctrica, Petroecuador entrega Diésel Premium a las eléctricas”.
Esta priorización golpea al sector automotriz, el cual ya viene afectado por el incremento sostenido de los precios de las gasolinas y del diésel debido al retiro paulatino de su subsidio.
Por ejemplo, el precio del Diésel Premium para el público alcanzó los USD 2.962 por galón en abril de 2026. Antes del retiro del subsidio, este hidrocarburo tenía un costo de USD 1,80 por galón.
La tormenta perfecta: Coca Codo, Colombia y el estiaje
Este desvío masivo de combustible responde a un sistema eléctrico en problemas, aunque el Gobierno señala que el “sistema eléctrico opera con normalidad”.
La producción de la central Coca Codo Sinclair registra una producción intermitente por la falta de agua o demasiados sedimentos en el líquido que impide que sea turbinada para la generación eléctrica.
Según registros del Operador Nacional de Electricidad (Cenace), al mediodía de este 28 de abril de 2026, Coca Codo Sinclair producía el 41% de la energía hidroeléctrica. Pero hay días donde ese porcentaje cae al 21% tal como sucedió semanas atrás.
Mientras tanto, el embalse de Mazar es la pieza que regula todo el Complejo Hidroeléctrico Paute Integral, el mayor sistema de generación del país, con una capacidad total de 1.757 megavatios (MW), el 40% de la demanda eléctrica nacional.
Tres centrales conforman el complejo:
- Mazar: 170 MW de potencia instalada, con dos unidades generadoras
- Paute Molino: 1.100 MW, diez unidades
- Y, Sopladora: 487 MW, tres unidades
¿Cómo funciona el embalse de Mazar? El agua de Mazar alimenta el embalse de Amaluza, desde donde se generan los 1.100 MW de Paute Molino, y las aguas turbinadas llegan -finalmente- a la central Sopladora.
Según la Corporación Eléctrica del Ecuador (Celec), la cota (nivel de agua) de Mazar está en los 2.132,08 metros sobre el nivel del mar, con corte al 27 de abril de 2026. Es el nivel más bajo de lo que va del mes.
De hecho, a inicios de abril, el nivel de Mazar estaba en los 2.139,71 metros. Es decir, en abril la cota disminuyó 8,59 metros. Cabe resaltar que el nivel máximo de la cota de Mazar es de 2.153 metros, una cifra que se alcanzó en febrero de 2026.
Aunque, durante el feriado, la cota de Mazar empezó a recuperarse.
A este panorama se suma la negativa de Colombia de vender energía a Ecuador desde el pasado 22 de enero de 2026, una decisión marcada por tensiones comerciales y la imposición de aranceles por parte del gobierno de Daniel Noboa.
Ante la falta de energía, el Gobierno ha prendido a tope su parque termoeléctrico. Sin embargo, se trata de un parque obsoleto: más de un tercio de las generadoras tienen entre 30 y 52 años de antigüedad, como las centrales Aníbal Santos y Gonzalo Zevallos, que ya cumplieron su vida útil.
Al operar máquinas viejas a su máxima capacidad, la demanda de diésel aumenta. Según técnicos del sector, el sector eléctrico pasó de consumir 7.041 barriles diarios a 7.704 barriles por día de diesel (2 y Premium) entre el primer trimestre de 2025 y el mismo periodo e 2026, un incremento anual del 10%.
Un problema internacional
Petroecuador no solo lucha contra la demanda interna, sino contra los problemas contractuales. Por ejemplo, el plan para importar 13,44 millones de barriles de diésel premium mediante un contrato de USD 1.300 millones fracasó el 25 de marzo de 2026, cuando el proceso fue declarado desierto por falta de ofertas.
Por otro lado, Petroecuador impulsó dos procesos para la importación de Diésel Oil (2, para el sector eléctrico) durante el primer cuatrimestre de 2026.
Uno de ellos fue adjudicado a Phillips 66 Company, el pasado 4 de febrero, para el suministro de 2.240.000 barriles. Esta provisión se estructuró en ocho cargamentos de 280.000 barriles cada uno, con entregas estimadas hasta el mes de mayo de 2026.
Y, un segundo proceso de licitación internacional está en marcha. El 21 de abril, Petroecuador lanzó una nueva invitación a empresas estatales y compañías calificadas para la adquisición de 1.680.000 barriles adicionales de Diesel Oil. Este nuevo volumen se recibirá en seis cargamentos de 280.000 barriles cada uno.
Las empresas interesadas podrán presentar sus ofertas hasta el 7 de mayo de 2026. Se prevé que estos cargamentos sean entregados de manera progresiva hasta julio de 2026.
Otros males para Ecuador
En el exterior, la guerra en Medio Oriente y la saturación del Canal de Panamá complican el flujo de hidrocarburos. El costo de pasar un buque por el canal se disparó de USD 100.000 a USD 2 millones. Ante estos precios, los grandes comercializadores comoTrafigura o Glencore prefieren que sus barcos esperen hasta 10 días un turno no prioritario para ahorrar costos.
“Los traders esperan para no pagar la tarifa de paso rápido, y eso significa que los buques no llegan a tiempo a Ecuador”, advierte la fuente consultada. Mientras los barcos flotan en Balboa esperando cruzar, las estaciones de servicio en Guayaquil se quedan sin “colchón” de inventario.
Refinería en mínimo
La producción nacional tampoco ofrece un respiro.
La Refinería de Esmeraldas, la más grande del país con una capacidad para procesar 110.000 barriles diarios, registró una producción de apenas 44.938 barriles de diésel este 27 de abril de 2026, debido a las constantes fallas y salidas de operaciones del centro de refinación.
Radio Pichincha