Ecuador reanuda el transporte de crudo tras crisis por erosión: desafíos y respuestas en los oleoductos SOTE y OCP

Ecuador superó una nueva crisis logística y productiva en su sector petrolero tras la suspensión preventiva de los oleoductos SOTE y OCP, afectados por la erosión regresiva del río Coca. Con una inversión de USD 2 millones, trabajos de desvío y monitoreo técnico, las operaciones se reactivaron progresivamente desde el 17 de julio. El evento dejó impactos en la producción, exportaciones y operaciones de pozos.

Suspensión crítica del transporte de crudo por riesgo geológico

El 2 de julio, el sistema de transporte de crudo ecuatoriano vivió un nuevo episodio de alerta por erosión regresiva, fenómeno geológico que ha venido afectando la cuenca del río Coca desde 2020. Esta situación obligó a Petroecuador y OCP Ecuador a suspender de forma preventiva la operación de los dos principales oleoductos del país: el SOTE (Sistema de Oleoducto Transecuatoriano) y el Oleoducto de Crudos Pesados. El evento se produjo en la provincia amazónica de Napo, donde los deslizamientos de tierra y hundimientos comprometieron la integridad de la infraestructura.

Ante la amenaza inminente, se instalaron desvíos temporales en el tramo comprometido y se procedió al cierre de pozos petroleros en la región, lo que paralizó temporalmente gran parte de la producción nacional. Esta acción preventiva, aunque necesaria, generó una fuerte caída en los niveles de extracción. La producción nacional descendió de 465.000 barriles por día a apenas 332.000, un retroceso que evidenció la vulnerabilidad del sector ante amenazas naturales.

Además del impacto operativo, la paralización tuvo consecuencias en la cadena logística y en los compromisos internacionales de exportación. Petroecuador se vio obligada a declarar fuerza mayor el 4 de julio, suspendiendo todos sus contratos de venta internacional. Esta figura legal le permitió al Estado ecuatoriano suspender temporalmente sus obligaciones contractuales sin penalidades, aunque también generó incertidumbre en el mercado global sobre su fiabilidad como proveedor.

Respuesta técnica e inversión urgente para proteger la infraestructura

Para restablecer las operaciones, las autoridades energéticas y las empresas involucradas coordinaron una respuesta inmediata centrada en la mitigación de riesgos. Se invirtieron cerca de USD 2 millones en obras de emergencia, incluyendo la construcción de caminos provisionales, desvíos de tuberías y estaciones móviles de bombeo. Las labores se ejecutaron bajo estrictas condiciones de seguridad debido al riesgo continuo de erosión, especialmente en las zonas cercanas a la cascada San Rafael, donde el fenómeno ha sido más agresivo.

El personal técnico desplegado en la zona trabajó a contrarreloj para instalar pasos seguros y monitorear en tiempo real el comportamiento geodinámico del terreno. Se emplearon sensores de movimiento, imágenes satelitales y drones para observar con precisión la evolución de la erosión. Estas herramientas permitieron determinar momentos oportunos para la reactivación paulatina de los oleoductos sin comprometer la seguridad estructural ni ambiental.

Uno de los principales retos fue garantizar que los desvíos temporales soportaran las presiones de transporte de crudo sin generar fugas ni interrupciones adicionales. En paralelo, se actualizaron los protocolos de emergencia y se reforzó la vigilancia sobre otros puntos críticos en la zona. La respuesta fue calificada como eficaz, aunque también subrayó la necesidad de soluciones más estructurales y duraderas para el futuro.

Reanudación progresiva de las operaciones y normalización de la producción

El 17 de julio, tras la culminación de las primeras obras, se logró reactivar el oleoducto estatal SOTE, permitiendo el reinicio parcial del bombeo de crudo hacia la costa ecuatoriana. Esta medida alivió momentáneamente la presión sobre las reservas almacenadas, pero la capacidad operativa seguía siendo limitada. No fue hasta el 21 de julio que se anunció la reanudación programada del OCP, prevista para el 23 de julio, mientras que el SOTE volvería a operar a plena capacidad el 26 de julio.

Estas fechas marcaron un hito importante para la recuperación del sector, ya que ambos ductos transportan en conjunto más del 90 % del petróleo producido en Ecuador. Con su funcionamiento restaurado, se estima que la producción podrá volver a niveles cercanos a los 450.000 barriles diarios durante las semanas siguientes. Petroecuador también anunció el levantamiento de la declaración de fuerza mayor, reactivando sus compromisos de exportación.

Durante este periodo de transición, se priorizó el abastecimiento interno y la exportación de crudo proveniente de campos no afectados, lo que permitió reducir parcialmente las pérdidas económicas. Sin embargo, la falta de ingresos petroleros durante casi tres semanas tuvo un impacto fiscal considerable, que aún está siendo cuantificado por el Ministerio de Economía. Se espera que los efectos se reflejen en los informes económicos del tercer trimestre.

Impacto estructural y riesgos persistentes en la región amazónica

A pesar de la reanudación operativa, el episodio volvió a poner sobre la mesa la vulnerabilidad estructural del sistema energético ecuatoriano ante riesgos geológicos. La erosión regresiva del río Coca ha causado en los últimos años la destrucción de caminos, puentes, infraestructura eléctrica e incluso tramos de oleoductos. Este fenómeno está vinculado a un cambio en el régimen hídrico tras el colapso natural de la cascada San Rafael, en 2020, que alteró el cauce del río y provocó una aceleración del proceso erosivo aguas arriba.

Las autoridades geológicas han advertido que la erosión regresiva no se detendrá a corto plazo, por lo que se requiere una estrategia integral de adaptación y prevención. Diversas voces del sector energético proponen el rediseño completo de las rutas actuales de los oleoductos, alejándolos de las zonas de alto riesgo. Sin embargo, esta solución implicaría inversiones multimillonarias y varios años de ejecución, lo que representa un reto para las finanzas públicas del país.

Mientras tanto, el monitoreo permanente y las acciones de mitigación seguirán siendo las principales herramientas para enfrentar futuros eventos. También se discute la posibilidad de implementar nuevas tecnologías de transporte, como oleoductos flexibles o tramos soterrados reforzados, que puedan resistir mejor las deformaciones del terreno. La experiencia de julio refuerza la idea de que la resiliencia debe convertirse en un eje clave de la política energética nacional.

Lecciones para la política energética y proyecciones a mediano plazo

El evento del 2 de julio se suma a una serie de crisis que han puesto en jaque al sector petrolero ecuatoriano en los últimos años. Desde bloqueos sociales hasta emergencias naturales, la continuidad de las operaciones ha estado sujeta a múltiples factores de riesgo. Para mitigar esta fragilidad, expertos recomiendan diversificar los métodos de transporte, crear fondos de contingencia y fortalecer la planificación territorial en las zonas de influencia petrolera.

Además, se hace necesaria una revisión de los contratos de exportación, que contemple cláusulas de contingencia más flexibles ante eventos de fuerza mayor. El objetivo es reducir la dependencia de las exportaciones continuas y asegurar márgenes de maniobra en caso de suspensión temporal. Por otro lado, los actores privados, como OCP Ecuador, también deben incorporar sistemas de protección redundantes que eviten paralizaciones totales.

En términos de proyección, el Ministerio de Energía estima que la normalización plena del sistema ocurrirá durante las dos últimas semanas de julio, y que la producción podrá recuperarse por completo en agosto. Mientras tanto, se mantienen los controles de presión, calidad y seguridad en todos los tramos de los ductos rehabilitados. La experiencia deja una advertencia clara: Ecuador necesita construir un sistema energético más resiliente, capaz de operar incluso en condiciones adversas.