Lo que debes saber

• Los cortes de energía y cambios de jornada para las industrias buscan reducir entre 600 y 1.000 MW de demanda.
  
• Cenace advirtió que Ecuador enfrenta un escenario complejo y de alto riesgo para cubrir la demanda de electricidad.
  
• El sector camaronero alerta que las interrupciones pueden afectar procesos continuos, provocar mortalidad y comprometer meses de producción.

Los cortes de energía y cambios de jornada para las industrias del segmento Alto Voltaje 1 (AV1) y AV2 arrancan. Estas iniciativas coinciden con el “alto riesgo para cubrir la demanda de electricidad”, que atraviesa el país, según advirtió el 15 de septiembre el Operador Nacional de Electricidad (Cenace).

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“Mañana arrancamos con esa medida durante, al menos, esta semana y vamos a ir evaluando semana a semana”, informó el lunes pasado Javier Medina, viceministro de Electricidad, en el portal digital Altavoz.

Hasta las 12:30 de ayer, sin embargo, no se advirtieron cambios mayores. La demanda promedio se ubicó en 4.474 megavatios (MW), que se encuentra dentro de la media mensual (4.500 MW), según datos del Cenace.

Diario EXPRESO conoció que el Ministerio de Ambiente y Energía (MAE) tenía previsto emitir en la tarde del 22 de septiembre el comunicado que oficializaría estos racionamientos, planteados inicialmente como voluntarios. El comunicado se publicó en redes sociales pasadas las 20:30 y amplió la medida para las industrias AV2 (acereras, mineras y Petroecuador).

Con estas acciones se apunta a gestionar la demanda para garantizar la cobertura del suministro, en los sectores residencial, comercial, hospitales, escuelas y más. Además, se busca preservar las reservas de energía del embalse Mazar, que han caído de manera sostenida desde el 26 de julio pasado, detalla Celec Sur.

Los cortes buscan reducir hasta 1.000 MW de demanda

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El Gobierno estima que con estas iniciativas se podría aliviar entre 600 y 1.000 MW de demanda, según cuántos consumidores participen. El segmento AV1 y AV2 está conformado por 185 empresas.

Frente a esta propuesta, que se prevé discutir este 23 de septiembre en una reunión en Guayaquil, Medina adelantó que hubo “una respuesta positiva” y que algunas industrias plantearon cambios en función de sus procesos productivos.

Mientras tanto, este 22 de septiembre el ministro de Ambiente y Energía, Juan Carlos Blum, se reunió con los representantes de la Cámara de Industrias y Producción (CIP) de Quito.

El sector camaronero alerta por los cortes de energía

José Antonio Camposano, presidente ejecutivo de la Cámara Nacional de Acuacultura (CNA), tiene una visión diferente y la expuso el 21 de septiembre en sus redes sociales.

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“La producción camaronera depende de procesos biológicos continuos”, señaló Camposano. Y añadió que el bombeo y la aireación mantienen las condiciones del agua necesarias para la supervivencia de los animales. “Estas funciones no pueden suspenderse por una jornada ni recuperarse trasladando las horas de trabajo a otro día”.

El dirigente alertó, además, que “una interrupción que exceda la capacidad de respaldo puede provocar mortalidades y comprometer la producción acumulada durante meses” del camarón, que es el principal producto de exportación de Ecuador.

Cenace advierte un alto riesgo para cubrir la demanda

Las acciones tomadas por el Gobierno ocurren días después de la alerta que el Cenace emitió el 15 de septiembre tras analizar las reservas energéticas, disponibilidad de generación y perspectivas para atender la demanda. 

Tras este análisis, se identificó “un escenario complejo y de alto riesgo” para cubrir la demanda de electricidad y planteó medidas urgentes para preservar las reservas y administrar la generación, según consta en un oficio del Ministerio de Ambiente y Energía, suscrito el 18 de septiembre de 2026 por el viceministro de Electricidad Medina.

Por ello, incluso el Ministerio resolvió habilitar a Elecaustro para que oferte 200 MW a partir del 20 de septiembre. Esta medida tiene carácter excepcional y temporal y estará vigente mientras persistan las condiciones operativas que la motivaron.

La disponibilidad de esta generación -que corresponde con la potencia total de las barcazas Emre Bey y Erin Sultan- ocurre después de varios intentos de Elecaustro durante 2026 para asegurar la continuidad de tres barcazas, contratadas desde agosto de 2024, para enfrentar el déficit eléctrico.

Ante este panorama, Marco Acuña, coordinador del Consejo Consultivo de Ingenierías y Economía, subraya que “ya comenzamos los apagones” en Ecuador por la falta de nueva generación propia. “No hay nada”, enfatiza.

Lo que debes saber

• 185 empresas AV1 y AV2 reducirán su consumo de la red eléctrica durante una jornada a la semana.
  
• El Gobierno fija una meta de ahorro de alrededor de 1.000 MWh de energía diarios.
  
• La Regulación ARCONEL-004/25 permite aplicar gestión de demanda y contempla la desconexión de usuarios AV1 y AV2 ante escenarios de déficit.

El Gobierno oficializó este 22 de septiembre de 2026 una medida temporal para que 185 empresas de los segmentos Alto Voltaje 1 (AV1) y Alto Voltaje 2 (AV2) reduzcan durante una jornada a la semana su consumo de electricidad del Sistema Nacional Interconectado (SNI).

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El comunicado oficial fue publicado el 22 de septiembre de 2026 a las 20:47 en la cuenta de X del Ministerio de Ambiente y Energía.

La decisión busca reducir aproximadamente 1 gigavatio hora (GWh), equivalente a 1.000 megavatios hora (MWh), de consumo de energía diario, informó la entidad.

La medida se sustenta en la Regulación ARCONEL-004/25, denominada Operación del Sistema Nacional Interconectado en Condiciones de Déficit de Generación y Racionamiento de Energía Eléctrica, expedida mediante la Resolución ARCONEL-013/25 el 16 de octubre de 2025.

El anuncio ocurre después de que el Operador Nacional de Electricidad (Cenace) advirtiera el 15 de septiembre sobre un escenario complejo y de alto riesgo para cubrir la demanda de electricidad, debido a las condiciones de las reservas energéticas y la disponibilidad de generación.

¿Cómo reducirán el consumo las industrias AV1 y AV2?

El comunicado establece que los grandes consumidores podrán recurrir a reducción de carga, autogeneración o reorganización de sus procesos productivos, de acuerdo con las condiciones técnicas establecidas.

El Gobierno no estableció en el comunicado qué día de la semana corresponderá a cada empresa, ni detalló los horarios de reducción del consumo. 

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El MAE también aseguró que la medida está dirigida exclusivamente al área industrial y que no prevé desconexiones para hogares y comercios.

¿Qué establece la regulación de Arconel?

La Regulación ARCONEL-004/25 da sustento a la gestión de la demanda cuando el sistema eléctrico enfrenta problemas para cubrir el consumo. La norma establece que el Ministerio puede emitir políticas de gestión de demanda durante un período de alerta de déficit, mientras Cenace debe determinar cuánto de la reserva faltante puede cubrirse mediante reducción de demanda o incremento de la oferta.

La regulación define el Plan de Gestión de la Demanda como el conjunto de políticas y estrategias destinadas a conseguir ahorro energético o aumentar la oferta de generación para evitar o disminuir los racionamientos. El plan entra en vigor cuando se activa el período de alerta de déficit.

Pero la normativa va más allá si las condiciones del sistema empeoran. En un período de racionamiento obligatorio, Cenace determina el inicio y fin de esa etapa y la cantidad de demanda que debe desconectarse.

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Además, la regulación señala expresamente que, para los consumidores regulados conectados en AV1 y AV2, Cenace dispondrá su desconexión del SNI. En el caso de AV2, el operador coordina directamente con los usuarios; para AV1, la ejecución se coordina con las empresas distribuidoras.

La norma también faculta a las distribuidoras a realizar cortes a consumidores industriales regulados y grandes consumidores conectados a sus redes cuando corresponda.

LO QUE DEBES SABER

• Anuncio oficial: Petroecuador informó el 22 de septiembre de 2026 que concluyó el mantenimiento de Crudo 2 y Vacío 2 y que Esmeraldas alcanzó el 86 % de su capacidad operativa.
• Registro del regulador: La Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos (ARCH) registró una utilización del 41,4 %, con 45.538 barriles diarios, hasta las 06:00 de ese día.
• Calendario por aclarar: La tabla de mantenimientos de la ARCH ubica una parada de Crudo 2 y Vacío 2 entre el 13 de octubre y el 27 de noviembre de 2026.

Petroecuador informó este 22 de septiembre de 2026 que concluyó el mantenimiento de las unidades Crudo 2 y Vacío 2 de la Refinería Esmeraldas y que la planta alcanzó el 86 % de su capacidad operativa. 

El informe de la Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos (ARCH), con corte a las 06:00 de ese día, registraba el 41,4 %.

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Esmeraldas operaba por debajo de la mitad de su capacidad instalada desde el 6 de septiembre, según el histórico de la ARCH. 

Petroecuador afirmó que los trabajos se hicieron en una parada técnica planificada, pero no precisó cuándo comenzó.

¿Cuánto crudo procesó la Refinería Esmeraldas antes del anuncio?

En el período que cerró a las 06:00 del 22 de septiembre, Esmeraldas procesó 45.538 barriles diarios de crudo, frente a una capacidad instalada de 110.000, según el informe de operación de la ARCH.

Crudo 1 procesó 45.537,6 barriles diarios y operó al 82,8 % de su capacidad, mientras Crudo 2 registró cero. 

Vacío 1 procesó 25.683 barriles diarios y Vacío 2 también marcó cero, al igual que la unidad de craqueo catalítico fluidizado (FCC) y las dos viscorreductoras.

¿Qué informó Petroecuador sobre Crudo 2 y Vacío 2?

Petroecuador informó que, tras el mantenimiento, realizó inspecciones, pruebas y verificaciones para el retorno progresivo de ambas unidades. Su boletín no precisa a qué hora la refinería alcanzó el 86 % ni cuánto crudo procesó cada unidad después de las 06:00.

La estatal afirmó además que Esmeraldas alcanzó una producción de 90.000 barriles diarios de derivados, sin presentar un desglose por producto ni indicar el período al que corresponde ese volumen.

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¿Qué mantenimientos están programados en Esmeraldas hasta diciembre?

La tabla de mantenimientos programados de la ARCH fija para Crudo 2 y Vacío 2 un inicio el 13 de octubre y un cierre el 27 de noviembre de 2026. Los documentos no aclaran si esas fechas corresponden a otra intervención en los mismos equipos o si serán actualizadas.

La misma tabla incluye trabajos en las unidades de reformado catalítico (CCR), hidrodesulfuración (HDS) e hidrotratamiento (HDT) entre el 4 de octubre y el 27 de noviembre, y en la Viscorreductora 2 entre el 2 de noviembre y el 4 de diciembre.

La Viscorreductora 1, que figura sin volumen procesado, aparece en mantenimiento desde el 1 de marzo hasta el 31 de diciembre de 2026.

¿Cuánto tiempo operó Esmeraldas bajo la mitad de su capacidad?

La Refinería Esmeraldas acumuló 16 registros diarios consecutivos por debajo del 50 %, del 6 al 21 de septiembre, según la ARCH. El 5 de septiembre operaba al 80,42 % y al día siguiente bajó a 47,41 %.

Desde el 7 de septiembre se mantuvo alrededor del 42 %: el informe del 18 de septiembre, por ejemplo, registró 46.975 barriles diarios, equivalentes al 42,7 % de su capacidad instalada.

Esmeraldas es la refinería de mayor capacidad del país, con 110.000 barriles diarios, frente a los 45.000 de La Libertad y los 20.000 de Shushufindi. En el último reporte, las tres plantas procesaron 107.664 barriles diarios, el 78,4 % de su capacidad conjunta.

El acuerdo, que fue alcanzado entre Agrocalidad y la Administración General de Aduanas de China (GACC), establece las condiciones que deberán cumplir los productores y exportadores ecuatorianos para avanzar hacia la habilitación comercial.

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El protocolo establece controles a lo largo de toda la cadena de producción y exportación, incluidos el registro y aprobación de sitios de producción e instalaciones, manejo fitosanitario, vigilancia y control de plagas de interés cuarentenario, además de requisitos para procesamiento, empaque, almacenamiento, transporte, inspección y certificación fitosanitaria.

Agrocalidad señaló que la firma representa una etapa fundamental del proceso de acceso al mercado chino y que continuará coordinando con las autoridades de ese país las siguientes fases técnicas.

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El proceso había avanzado en agosto

El proceso ya había avanzado durante agosto. El presidente Daniel Noboa había señalado que China dio luz verde a las exportaciones ecuatorianas de arándano y aguacate, aunque para concretar el acceso era necesario avanzar en los protocolos sanitarios correspondientes.

El avance se produce en un momento de expansión de las exportaciones ecuatorianas de arándano. Entre enero y junio de 2026, Ecuador exportó arándanos por $495.000, frente a los $108.000 registrados en el mismo período de 2025, lo que representó un crecimiento de alrededor del 359 %, según los datos del el Ministerio de Desarrollo Económico y Productivo.

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Hasta junio de este año, el arándano fue la primera de las cuatro frutas ecuatorianas que mostraron mayor dinamismo exportador. En esta lista también constó el mango, el maracuyá y el aguacate, que aumentaron sus ventas frente al mismo período de 2025. La apertura del mercado chino permitiría ampliar los destinos para esta fruta no tradicional.

Ahora los productores, empacadores y exportadores deberán cumplir las condiciones establecidas y completar las fases técnicas requeridas por las autoridades chinas.

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Así lo mencionó durante una entrevista con Bloomberg Television en Nueva York, donde el mandatario explicó que el fin es atraer un grupo diverso de inversionistas extranjeros para inyectar capital en sectores estratégicos, entre ellos la industria petrolera.

Según Noboa, las compañías estadounidenses analizan posibles alianzas con la Abu Dhabi National Oil Co. (ADNOC) y Petromal para participar en el desarrollo del campo Sacha, considerado el activo petrolero más importante del país.

“Para nosotros es muy importante que hoy produzcamos solo 73.000 barriles en un yacimiento petrolífero que fácilmente podría llegar a producir entre 150.000 y 160.000 barriles diarios”, afirmó el presidente.

La “joya de la corona” del petróleo ecuatoriano

El campo Sacha, identificado como el Bloque 60 y ubicado en la provincia de Orellana, es catalogado de forma unánime como la “joya de la corona” del sector petrolero ecuatoriano debido al volumen de sus reservas y a su producción sostenida.

Actualmente produce entre 70.000 y 77.000 barriles diarios, lo que representa entre el 15 % y el 20 % de la producción nacional de petróleo y de Petroecuador. Además, es considerado el yacimiento más rentable, estratégico y productivo del país.

El antecedente de Sinopetrol

Desde 2016 se han planteado distintos intentos para delegar su operación a empresas extranjeras. El más reciente intento ocurrió durante la actual administración. En diciembre de 2024, un acuerdo ministerial emitido por la entonces ministra encargada de Energía, Inés Manzano, autorizó la delegación excepcional del campo a empresas estatales internacionales o a sus subsidiarias.

Posteriormente, el 28 de febrero de 2025, el Comité de Licitación Hidrocarburífera (COLH) adjudicó de manera directa el campo al consorcio Sinopetrol, conformado por Amodaimi, filial de la estatal china Sinopec, y Petrolia, subsidiaria de la canadiense New Stratus Energy.

El acuerdo contemplaba una prima inicial de 1.500 millones de dólares para el Estado y una inversión adicional de 1.700 millones de dólares.

Sin embargo, la adjudicación generó cuestionamientos de sectores políticos, organizaciones sociales e indígenas que denunciaron falta de transparencia y posibles perjuicios económicos para el país.

Finalmente, el proceso no avanzó debido a que Sinopetrol no realizó el desembolso del bono anticipado dentro de los plazos establecidos por el Ejecutivo.

Piden un proceso competitivo y transparente

Para Nelson Baldeón, experto petrolero, cualquier nuevo proceso relacionado con Sacha debería desarrollarse mediante un mecanismo de Swiss Challenge o subasta competitiva, en lugar de una adjudicación directa.

Este modelo consiste en que una entidad pública recibe una propuesta privada no solicitada, la publica y permite que otros interesados presenten ofertas que puedan mejorar las condiciones planteadas inicialmente.

Baldeón sostiene que esta modalidad permitiría fortalecer la transparencia y elevar los beneficios para el Estado.

“Si ya alguien hizo una oferta, lo normal, para que sea transparente y no sea cuestionado, es acudir a este mecanismo. No es que fracasó el anterior intento de licitación, esos documentos siguen en el COLH. Ese bloque está delegado, no está ejecutado porque no se ha firmado un contrato”, explicó.

El especialista considera que un nuevo proceso debería partir de las condiciones ya establecidas y buscar propuestas que mejoren la oferta económica presentada anteriormente.

“Con un Swiss Challenge no solo se debería mejorar la oferta dada, sino garantizar las reglas del juego para atraer real inversión”, indicó.

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La señal para los inversionistas

Baldeón advierte que, si no se opta por un mecanismo competitivo, la alternativa sería delegar el bloque mediante un contrato de participación fuera de Petroecuador. “Lo que ellos quieren hacer es dejarlo dentro de Petroecuador sin dar la prima de entrada. Eso significa que harían lo mismo que hizo el Gobierno de Correa, en su tiempo, de dar a la multinacional Schlumberger el bloque Auca”, manifestó.

A criterio del analista, la forma en que se estructure el proceso será clave para la percepción internacional sobre Ecuador como destino de inversión.

“Un Swiss Challenge sería la forma correcta, porque es un proceso que se seguiría de forma transparente, lo que hablaría bien del país. Si otras empresas quieren entrar al país verán que hay seguridad jurídica y comparativa para tener bloques petroleros, y eso aseguraría que haya inversión petrolera. Pero tal como se está mencionando, simplemente las empresas no van a confiar. Se habla del interés de la empresa, pero no se mencionan las condiciones de transparencia internacional”, concluyó.

Lo que debes saber

• Los cortes de energía a los consumidores AV1 generan preocupación en el sector camaronero por la necesidad de mantener de forma continua el bombeo y la aireación.
  
• La Cámara Nacional de Acuacultura advierte que una interrupción que supere la capacidad de respaldo puede provocar mortalidad del camarón y afectar meses de producción.
  
• El camarón es el principal producto de exportación de Ecuador y generó $5.765,7 millones entre enero y julio de 2026.

El sector camaronero de Ecuador advirtió sobre los efectos que podrían provocar los cortes de energía a los grandes consumidores, una medida que el Gobierno prevé aplicar desde este 22 de septiembre de 2026 para reducir la demanda eléctrica y preservar las reservas del embalse Mazar.

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El Gobierno plantea que los consumidores de Alto Voltaje 1 (AV1) -conformados por alrededor de 150 industrias- dejen de utilizar la red pública un día a la semana. También analiza que algunas empresas trasladen sus jornadas hacia los fines de semana, cuando disminuye la demanda nacional.

Inicialmente, el Gobierno había advertido que los grandes consumidores AV1 y AV2 podrían ser desconectados de la red pública de energía a partir del 15 de diciembre de 2026, una vez que venciera el plazo para que este segmento cuente con su propia generación, como establece el Decreto Ejecutivo 32, de junio de 2025. Sin embargo, esta medida se adelantó ante el alto riesgo que enfrenta el sistema eléctrico nacional para cubrir la demanda en las condiciones actuales, según advierte el Operador Nacional de Electricidad (Cenace).

La producción no puede detenerse

Ante este escenario, José Antonio Camposano, presidente ejecutivo de la Cámara Nacional de Acuacultura (CNA), advirtió este 21 de septiembre en sus redes sociales que la producción camaronera tiene procesos que no pueden detenerse durante una jornada y recuperarse posteriormente.

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“La producción camaronera depende de procesos biológicos continuos”, señaló Camposano. En las instalaciones electrificadas, explicó, el bombeo y la aireación permiten mantener las condiciones del agua necesarias para la supervivencia de los animales.

“Estas funciones no pueden suspenderse por una jornada ni recuperarse trasladando las horas de trabajo a otro día”, sostuvo.

Una interrupción que supere la capacidad de generación de respaldo de las camaroneras podría incluso afectar la producción acumulada. “Una interrupción que exceda la capacidad de respaldo puede provocar mortalidades y comprometer la producción acumulada durante meses”, advirtió Camposano.

El camarón es el principal producto de exportación

El peso del sector también se refleja en las cuentas externas. Entre enero y julio de 2026, Ecuador exportó $5.765,7 millones en camarón, un 17,6 % más que en el mismo período de 2025, según los últimos datos del Banco Central del Ecuador (BCE).

Con ese monto, el camarón se consolidó como el principal producto de exportación del país, incluso por encima de las exportaciones petroleras, que sumaron $5.724,1 millones en ese período. Además, el camarón representó el 32,8 % de todas las exportaciones no petroleras, que alcanzaron $17.564,9 millones.

Solo en julio, las ventas externas de camarón llegaron a $1.067,6 millones, un 64,4 % más frente al mismo mes de 2025, de acuerdo con el BCE.

La cadena de frío también necesita electricidad

Camposano señaló que el impacto de una restricción eléctrica puede extenderse más allá de las piscinas camaroneras. Las plantas procesadoras y empacadoras requieren suministro para recibir, procesar, congelar y conservar un producto perecedero, incluso cuando no realizan nuevas operaciones de procesamiento.

“A ello se suma la necesidad de mantener la cadena de frío”, precisó.

Las restricciones también pueden incidir, según el dirigente gremial, en la fabricación de alimento balanceado y en la coordinación de cosechas, transporte y embarques.

Por ello, Camposano advirtió que los efectos de una interrupción del suministro eléctrico pueden extenderse a toda la cadena productiva del camarón, una actividad que actualmente encabeza las exportaciones ecuatorianas.

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Para conocer los detalles de este plan del Gobierno, este 22 de septiembre de 2026 está prevista una reunión entre las autoridades del sector eléctrico y representantes de los consumidores AV1 que estarán sujetos a la medida, que sería voluntaria, según expresó Juan Carlos Blum, ministro de Ambiente y Energía.

Lo que debes saber

La desconexión de grandes consumidores de la red eléctrica un día a la semana puede dar un respiro al sistema, pero no resuelve el problema de fondo que enfrenta Ecuador ante el estiaje. El impacto de la medida dependerá de si realmente reduce el consumo de energía o simplemente lo traslada hacia los fines de semana.

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El Gobierno plantea que los consumidores de Alto Voltaje 1 (AV1) dejen de utilizar la red durante un día laborable y, como alternativa, trasladen parte de sus actividades al sábado o domingo, cuando la demanda nacional disminuye.

Roberto Aspiazu, presidente ejecutivo de la Cámara de Energía del Ecuador, considera que el país tiene pocas alternativas inmediatas. La menor disponibilidad de electricidad desde Colombia obliga a administrar las reservas de los embalses y reducir la presión sobre el sistema. “No queda otra cosa. Nos quedamos sin opción”, sostiene.

Colombia también busca preservar sus embalses ante la incertidumbre climática y la energía que ofrece a Ecuador puede alcanzar los $0,92 por kilovatio hora, un valor que Aspiazu considera “incomprable” frente a las tarifas locales.

Para el especialista, desconectar a los grandes consumidores es una medida coyuntural que puede contribuir a enfrentar las actuales condiciones, pero debe complementarse con otras acciones. Entre ellas menciona una campaña nacional de ahorro de electricidad y la incorporación de nueva generación.

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¿Se reducirá realmente el consumo?

Ricardo Buitrón, exfuncionario del Inecel, cuestiona que cambiar los días de operación de las empresas permita ahorrar la energía que necesita el país.

Su argumento es que, si una industria deja de consumir electricidad un día laborable, pero recupera esa jornada durante el fin de semana, el consumo simplemente cambia de día.

“Si yo cambio a una empresa que no trabaje los días laborables y que trabaje los días de fin de semana, evidentemente la energía que necesita esa empresa no la va a consumir los días entre semana, pero sí la va a consumir los fines de semana”, explica.

La medida sí modificaría la curva diaria de demanda y aliviaría determinados momentos de mayor consumo, reconoce Buitrón. Sin embargo, sostiene que el principal problema del país no es únicamente cubrir las horas pico, sino disponer de suficiente energía (potencia disponible) durante todo el período de estiaje.

Contar con este suministro es clave. La Constitución incluso establece que el Estado es responsable de garantizar la provisión de energía eléctrica. El artículo 314 dispone incluso que este servicio debe prestarse con eficiencia, responsabilidad, regularidad, continuidad y calidad. 

“Simplemente estamos trasladando el mayor consumo de las empresas al fin de semana, pero el país necesitará contar con el recurso para cubrir esa demanda”, señala. Por ello, considera que el consumo promedio no cambiaría si las industrias únicamente trasladan sus jornadas.

Mazar está en el centro de la medida

El objetivo inmediato del Gobierno es utilizar menos agua del embalse Mazar y extender sus reservas durante el estiaje. El ministro de Ambiente y Energía, Juan Carlos Blum, advirtió que, al ritmo actual de utilización, Mazar podría llegar solo hasta mediados o la tercera semana de octubre si no se reduce la demanda de los AV1.

El embalse registra un descenso sostenido desde el 26 de julio, cuando superaba los 2.153 metros sobre el nivel del mar. Buitrón señala que Mazar constituye una reserva importante para mitigar los efectos del estiaje, aunque advierte que tampoco puede cubrir por sí solo un déficit prolongado.

La demanda promedio del país bordea actualmente los 4.500 megavatios (MW), mientras la generación térmica disponible es de alrededor de 900 MW. Esta realidad obliga a mantener dependencia de la generación hidroeléctrica, que disminuye justo entre septiembre u octubre hasta marzo, cuando se presenta el estiaje.

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Aspiazu coincide en que el problema va más allá de las desconexiones. “El Sistema Nacional de Electricidad sigue dependiente del agua. Cuando hay agua no hay problema y hay energía barata; cuando no hay agua hay limitaciones en el suministro”, señala. Por eso considera que la medida es válida ante la coyuntura, pero debe acompañarse de nueva generación y ahorro.

Buitrón plantea una conclusión más crítica. A su criterio, trasladar las jornadas industriales puede aliviar determinados momentos de demanda, pero no aumenta la cantidad de energía disponible. La incorporación de generación térmica sí aportaría energía firme y ayudaría a enfrentar el estiaje, aunque tampoco resolvería por sí sola un escenario severo.

¿Cuánto aliviarán las desconexiones?

El Ministerio de Ambiente y Energía, por su parte, estima que las desconexiones de los consumidores AV1 podrían aliviar entre 600 MW y 1.000 MW la demanda del sistema eléctrico nacional. Esto equivale a alrededor del 25 % de la demanda promedio actual del país.

Sin embargo, el alivio dependerá de cuántos consumidores se desconecten de la red porque, según el ministro Juan Carlos Blum, se trata de una medida “voluntaria” que se prevé aplicar desde esta semana.

Para conocer los detalles del plan, este 22 de septiembre de 2026 está prevista una reunión entre las autoridades del sector eléctrico y los representantes de los consumidores AV1 que estarán sujetos a la medida.

LO QUE DEBES SABER

• Necesidades para 2027: El sector público no financiero requeriría $7.077 millones brutos en 2027, y el Fondo Monetario Internacional proyecta que $1.500 millones podrían provenir de bonos.
  
• Liquidez local: Los depósitos en el sistema financiero sumaron $82.414 millones en julio de 2026, un 10,9 % más que un año antes, según el BCE, y el economista Francisco Borja no prevé alzas de tasas locales en el corto plazo.
  
• Exportaciones: Un dólar más fuerte encarecería productos como el camarón, el banano y las flores frente a los de Colombia y Perú, advirtió el analista José Abel DeFina.
  

La Reserva Federal de Estados Unidos (FED) elevó el 16 de septiembre de 2026 su tasa de referencia en 25 puntos básicos, a un rango de entre 3,75 % y 4 %. 

Ese día, el bono del Tesoro a 10 años, una referencia para el costo del financiamiento soberano, rindió 5,01 %, frente a 4,79 % el 1 de septiembre, según el Departamento del Tesoro.

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La decisión fue unánime y responde a una inflación que la FED calificó de “elevada”: el índice de precios al consumidor de Estados Unidos subió 3,4 % interanual en agosto, según la Oficina de Estadísticas Laborales (BLS).

Por eso, para Santiago Mosquera, analista económico, la subida “ya se veía venir” y los inversionistas ya la tenían descontada: busca encarecer el crédito y reducir la demanda en Estados Unidos para acercar la inflación a la meta del 2 %, explicó.

Las tasas, además, permanecerían altas: la mediana de las proyecciones de los miembros de la FED ubica la tasa en 4,1 % al cierre de 2026 y de 2027, y en 3,9 % en 2028.

¿Cómo afecta la subida de tasas de la FED a la deuda de Ecuador?

Ese horizonte llega a Ecuador a través de su deuda: el riesgo país mide cuántos puntos paga el país por encima del bono del Tesoro, por lo que si sube ese bono sube también la tasa total del Estado, explicó Mosquera.

Mosquera lo ilustró con un ejemplo hipotético: con el bono del Tesoro al 5 % y un riesgo país de 400 puntos básicos, Ecuador se financia al 9 %. Si el bono sube a 5,5 % y el riesgo país no cambia, el Estado posiblemente tendría que financiarse al 9,5 %.

Ese riesgo país ha bajado, según el Banco Central del Ecuador (BCE): llegó a 1.908 puntos el 10 de abril de 2025, estuvo por debajo de 400 entre el 3 y el 17 de junio de 2026 y marcó 419 puntos el 3 de septiembre, último dato disponible.

Aun así, “no es que no nos afecta porque el riesgo país ha bajado”, advirtió Mosquera: la subida no se traslada directamente a ese indicador, pero sí a la tasa total a la que se financia un gobierno, y eso aplica también para Ecuador, explicó.

Francisco Rivadeneira, exministro de Comercio Exterior, coincide con Mosquera: se encarecen los posibles préstamos que quiera conseguir el Estado en el exterior, como nuevas emisiones de bonos, porque estos toman en cuenta las tasas de la FED y de los bonos del Tesoro, dijo.

José Abel DeFina, analista económico, matizó el punto del riesgo país: para él, la subida sí “afecta un poco el riesgo país” y lo hace subir, aunque “no es que afecta mucho”.

DeFina advirtió además que, con tasas más altas en Estados Unidos, los inversionistas que habían prestado a países como Ecuador retiran ese dinero y lo regresan allá, por lo que “se vuelve más difícil no solamente pedir dinero prestado, sino también traer más inversión al Ecuador”.

¿Cuánto necesitará financiar Ecuador en 2027?

El efecto se sentiría en las nuevas emisiones: Ecuador volvió a los mercados internacionales en enero de 2026, por primera vez desde 2019, con bonos por $4.000 millones que incluyeron una recompra de deuda por $3.000 millones, según el Fondo Monetario Internacional (FMI).

Ecuador “no es un país que se financia de manera agresiva en mercados internacionales”, dijo Mosquera, pero el próximo año “seguramente” deberá regresar por sus necesidades de financiamiento.

Esas necesidades tienen cifra: el sector público no financiero requeriría $7.077 millones brutos en 2027 y colocaría $1.500 millones en bonos, según el informe de la quinta revisión del FMI.

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¿Qué pasa con los bancos y las empresas que se financian afuera?

El encarecimiento también alcanza a los privados que buscan recursos en el exterior, “especialmente bancos y algunas corporaciones ecuatorianas que se financian en el exterior, pero no son muchos”, precisó Mosquera.

Francisco Borja, economista y docente de la Universidad San Francisco de Quito (USFQ), precisó que parte del fondeo de los bancos ecuatorianos proviene de préstamos en Estados Unidos, por lo que ese costo sube con la tasa de la FED y conseguir recursos afuera les resultará más caro.

Para ese grupo, la liquidez interna funciona como amortiguador. “El Ecuador hoy goza de mucha liquidez en el mercado interno y eso de cierta manera blinda a aquellos agentes tomadores de fondos”, explicó Mosquera, porque acceden a tasas locales muy por debajo de las internacionales.

¿Cuánta liquidez tiene el sistema financiero ecuatoriano?

Las cifras del BCE muestran esa liquidez: los depósitos en el sistema financiero sumaron $82.414 millones en julio de 2026, un 10,9 % más que en julio de 2025, y la liquidez total de la economía llegó a $104.207 millones, un 9,4 % más en el mismo período.

Con esos recursos, el crédito a empresas y hogares alcanzó $78.384 millones en julio, un 11 % más que un año antes, mientras la tasa activa referencial bajó de 8 % en septiembre de 2025 a 7,03 % en septiembre de 2026, según el BCE.

¿Subirán las tasas de los créditos y las pólizas en Ecuador?

Por esa liquidez, Borja no prevé en el corto plazo alzas en las tasas activas ni pasivas: los bancos buscan colocar más créditos porque tienen “demasiadas reservas” y, si las tasas se mueven, “va a ser muy chiquitita la cantidad”, explicó.

La otra cara está en los hogares que ahorran: la tasa pasiva referencial, que pagan las entidades por los depósitos, se ubicó en 4,99 % en septiembre de 2026, frente a 5,73 % un año antes, según el BCE, y Borja descartó volver a tasas “como el 10 %” que llegó a tener el país.

Ese panorama cambiaría si la FED mantiene tasas altas por dos o tres años más, advirtió Borja: en ese caso subirían el costo de fondeo y las tasas activas y pasivas, algo que él prevé porque no cree que la inflación estadounidense baje “tan rápido”.

¿Cómo afectaría un dólar más fuerte a las exportaciones de Ecuador?

La decisión también podría llegar al comercio exterior a través del dólar: cuando suben las tasas en un país, invertir allí se vuelve más rentable y la tendencia es que su moneda se fortalezca frente a otras, explicó Borja.

Si eso ocurre, lo que Ecuador vende afuera, como camarón, banano o flores, se encarecería frente a lo que Colombia y Perú producen en su moneda, advirtió DeFina. 

Rivadeneira coincidió en que eso restaría competitividad, más aún si otros países devalúan, como casi siempre lo hace Colombia.

En ese país, el dólar pasó de 3.100 a 3.193 pesos entre el 16 y el 19 de septiembre, según la Superintendencia Financiera de Colombia. Si el peso se deprecia, Ecuador le vendería menos y le compraría más, dijo DeFina, mientras Borja prevé un efecto “moderado” en los precios del camarón y el banano.

Lo que debes saber

• Nuevo récord: El Banco Central del Ecuador prevé que las remesas lleguen a $8.020 millones en 2026, frente a $7.728 millones en 2025.
• Crecimiento más lento: El ritmo de alza bajaría de 18,2 % en 2025 a 1 % en 2030, aunque el monto seguiría subiendo cada año.
  
• Peso en la economía: Las remesas equivalieron a cerca del 5,9 % del PIB en 2025 y el 77,8 % llegó desde Estados Unidos.
  

Los migrantes ecuatorianos enviarían a Ecuador unos $8.020 millones en remesas en 2026, un nuevo récord. 

Sin embargo, el dinero adicional que llegaría cada año sería cada vez menor, según las proyecciones del Banco Central del Ecuador (BCE).

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El dato consta en el informe de Programación Macroeconómica 2026-2030, publicado por el BCE en septiembre de 2026. 

Allí se prevé que en 2026 lleguen unos $292 millones más que el año pasado, cuando el aumento fue de $1.188 millones.

¿Cuánto recibiría Ecuador por remesas hasta 2030?

En 2025, las remesas sumaron $7.728 millones, según cifras preliminares del BCE. 

Desde ahí, el monto seguiría subiendo cada año hasta llegar a $8.534 millones en 2030, pero cada vez con menos dinero adicional.

Así quedaría su ritmo de crecimiento anual:

En 2030 llegarían apenas $85 millones más que en 2029.

¿Por qué las remesas a Ecuador crecerían más despacio?

El BCE explicó que esa moderación es consistente con una evolución más estable de la economía y del empleo en los principales países donde viven los migrantes ecuatorianos, como Estados Unidos y España.

Estados Unidos es el origen de la mayor parte del dinero. En 2025 envió $6.010 millones, el 77,8 % del total, seguido de España, con $1.088 millones, e Italia, con $152,6 millones, según el boletín anual de remesas del BCE.

A inicios de 2026, Estados Unidos empezó a aplicar un impuesto a las transferencias bancarias. Aun así, según el BCE, en el primer trimestre llegaron $1.856,7 millones, es decir, $132 millones más que en igual periodo de 2025 (7,7 %).

Según el informe, ese resultado se explica porque los migrantes usaron medios de pago alternativos para enviar el dinero y evitar el impuesto.

Hasta junio, los ingresos por remesas seguían por encima de los del mismo periodo de 2025.

Hacia adelante, el analista económico José Abel DeFina coincide en que el flujo seguiría al alza, aunque más despacio.

Advirtió que el riesgo de recesión en Estados Unidos, la subida de tasas de interés y el alza de los combustibles podrían reducir el ingreso disponible de los migrantes.

“No quiere decir que no vayan a crecer, pero posiblemente vaya a crecer de una manera más lenta que en los años anteriores”, dijo DeFina. Ese escenario contrasta con 2024, cuando las remesas crecieron 20,1 %, según el BCE.

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¿Qué peso tienen las remesas en la economía de Ecuador?

Las remesas equivalieron a cerca del 5,9 % del producto interno bruto (PIB) en 2025, de acuerdo con el BCE: casi $6 de cada $100 que produjo la economía. La entidad las describe como una fuente estructural de entrada de dólares al país.

Ese flujo es clave para las cuentas externas. En 2026, los $8.020 millones de remesas compensarían el saldo negativo de $7.142 millones que Ecuador tiene en pagos por servicios y rentas al exterior, según el informe.

Con ello, el país cerraría 2026 con un saldo a favor de $4.587 millones en su cuenta corriente, que registra sus transacciones con el resto del mundo.

Desde Ecuador también sale dinero por remesas hacia otros países. Descontadas esas salidas, las remesas netas sumarían $7.607 millones en 2026 y $8.135 millones en 2030.

¿Cómo influyen las remesas en el consumo de los hogares ecuatorianos?

El dinero que reciben las familias alimenta su gasto. El BCE proyecta que el consumo de los hogares crezca 3,3 % en 2026, frente al 2,7 % de 2025, impulsado por un mayor flujo de remesas, sobre todo desde Estados Unidos.

Desde 2027, con remesas más estables, ese consumo crecería en promedio 2,8 % al año. 

Para DeFina, si las remesas suben más despacio, el consumo también lo hará y su aporte al crecimiento de la economía sería menor.

En su balance de riesgos, el BCE incluye a las remesas entre los factores que podrían mejorar la previsión de crecimiento: de mantenerse su alza en los próximos trimestres, fortalecerían la demanda interna.

¿Adónde va el dinero de las remesas?

Para DeFina, el dato de las remesas, “más que un dato de confianza”, es “un dato de necesidad”, porque responde a lo que requieren las familias de los migrantes y sostiene su consumo. Sin embargo, agregó, una buena parte de las remesas se destina a comprar productos importados.

Según el BCE, entre enero y junio de 2026, las compras al exterior de bienes de consumo crecieron 17 %, mientras que las ventas no petroleras de Ecuador al exterior subieron apenas 1,1 %.

El BCE añade que una parte importante de las remesas se canaliza a través de bancos privados y que estos flujos han contribuido a mantener la liquidez del sistema financiero. Según DeFina, el efecto depende del destino del crédito: si va al consumo, buena parte termina en importaciones y esas divisas se pierden.

“Si hay crédito productivo, entonces las remesas dan más vueltas en la economía y crean más empleo”, dijo el analista.

Lo que debes saber

• Los cortes de energía a las industrias AV1 comenzarán este 22 de septiembre y el Gobierno evaluará semanalmente sus resultados.
  
• El Gobierno estima que la medida podría aliviar entre 600 MW y 1.000 MW de demanda y reducir el uso de las reservas de Mazar.
  
• Ecuador continúa sin importar electricidad desde Colombia, mientras el Gobierno prevé recuperar 150 MW de generación térmica hasta finales de septiembre.

Los cortes de energía a las industrias del segmento Alto Voltaje 1 (AV1) comenzarán este martes 22 de septiembre de 2026, informó Javier Medina, viceministro de Electricidad y Energía Renovable, durante una entrevista.

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“Mañana arrancamos con esa medida durante, al menos, esta semana y vamos a ir evaluando semana a semana”, señaló Medina en el portal digital Altavoz.

El ministro de Ambiente y Energía, Juan Carlos Blum, anunció el 18 de septiembre que los consumidores AV1 dejarían de utilizar la red pública un día a la semana. También planteó modificar las jornadas laborales para que algunas empresas trasladen parte de su actividad hacia los fines de semana, cuando baja la demanda nacional.

Blum estimó que estos ajustes podrían aliviar entre 600 y 1.000 megavatios (MW) de demanda, dependiendo de cuántos consumidores se incorporen al esquema.

Medina informó que desde el 18 de septiembre las empresas distribuidoras comenzaron a contactar a los grandes consumidores y ya levantaron una matriz para organizar las desconexiones.

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El Gobierno propuso inicialmente un día específico para cada empresa, con el objetivo de tener un mayor control de la medida. Sin embargo, Medina señaló que algunas industrias plantearon cambios en función de sus procesos productivos. “La respuesta ha sido bastante positiva”, aseguró.

El Gobierno busca reducir el uso de las reservas

Medina mencionó que con las desconexiones el Gobierno busca gestionar la demanda y conseguir un ahorro de energía que permita utilizar menos las reservas del sistema eléctrico.

La medida coincide con la disminución de los caudales y de la cota del embalse Mazar, que alimenta al complejo hidroeléctrico Paute Integral, que es clave para el sector eléctrico ecuatoriano.

Según el viceministro, el Gobierno revisa permanentemente las condiciones del sistema junto con el Operador Nacional de Electricidad (Cenace).

Ecuador sigue sin comprar electricidad a Colombia

Medina confirmó también que Ecuador no está importando actualmente electricidad desde Colombia. Según explicó, el país vecino dispuso la generación de 95 gigavatios hora (GWh) diarios con sus centrales térmicas, pero dificultades técnicas han impedido alcanzar ese volumen.

“Esperemos que en los próximos días las condiciones mejoren (...) y se puedan reanudar las transacciones”, indicó.

El viceministro también anunció que 150 MW de generación térmica volverán a estar disponibles hasta finales de septiembre. De ese total, 130 MW corresponden a la central Trinitaria y 20 MW a una unidad de Termogás Machala, que actualmente cumplen mantenimientos.

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Medina señaló también que las barcazas de generación podrían ingresar a plena carga desde este 21 de septiembre y que el Gobierno coordina con los industriales mecanismos alternativos para que estos consumidores cubran esa generación.

¿Habrá nuevos apagones en Ecuador?

Sobre la posibilidad de nuevos apagones, Medina pidió tranquilidad a la ciudadanía y aseguró que el Gobierno trabaja para garantizar el suministro eléctrico. 

Indicó que las interrupciones registradas el 14 de septiembre fueron puntuales y se produjeron por el aumento de sedimentos en Coca Codo Sinclair, que impidió temporalmente su operación. “Estamos trabajando de la manera más técnica posible, con todos los insumos que contamos con el sector eléctrico para garantizar el suministro del país”, afirmó.

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La operación fue realizada por el MN Kang Qian Kou, un portavehículos de 199 metros de eslora perteneciente a la naviera china COSCO Shipping Specialized Carriers. La embarcación arribó el pasado 14 de septiembre de 2026 al muelle internacional 2 procedente de Shanghái y descargó la totalidad de las unidades que transportaba.

Según Terminal Portuario de Manta (TPM), este resultado refleja la creciente capacidad operativa del puerto y su consolidación como el principal punto de ingreso de vehículos nuevos al Ecuador.

Un puerto que concentra el negocio automotor

El Puerto de Manta concentra aproximadamente el 95 % de la descarga de automóviles nuevos y carga tipo Ro-Ro del país, una participación que lo convierte en un actor estratégico para el abastecimiento del mercado automotor nacional. 

Hasta agosto de 2026, la terminal había recibido 109 buques especializados en transporte de vehículos, conocidos como car carriers, fortaleciendo su liderazgo en este segmento logístico.

Las cifras muestran además una tendencia ascendente en el movimiento de automóviles. En 2024, TPM descargó alrededor de 51.000 vehículos de importación y registró más de 3.000 unidades en operaciones de trasbordo. Un año después, en 2025, las importaciones crecieron hasta 68.000 unidades y los trasbordos alcanzaron las 29.000.

El ritmo de crecimiento se mantiene en 2026. Entre enero y agosto ya se habían movilizado más de 80.000 vehículos de importación, superando ampliamente el volumen registrado en años anteriores.

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El crecimiento de las ventas empuja la demanda

El aumento de la actividad portuaria coincide con un momento de expansión para el mercado automotor ecuatoriano.

De acuerdo con cifras de la Asociación de Empresas Automotrices del Ecuador (AEADE), agosto de 2026 se convirtió en el mejor mes de ventas de vehículos nuevos en la historia del país, con la comercialización de 15.281 unidades.

En el acumulado entre enero y agosto de 2026 se vendieron 108.278 vehículos nuevos, lo que representa un crecimiento interanual del 40 % frente al mismo período de 2025.

Este dinamismo ha incrementado la demanda de servicios logísticos y portuarios especializados para la recepción y distribución de automóviles, un escenario que ayuda a explicar operaciones de gran escala como la realizada por el MN Kang Qian Kou.

Un buque de nueva generación

El barco que protagonizó el récord forma parte de una nueva generación de portavehículos de gran capacidad. Además de su tamaño, incorpora un sistema de propulsión que le permite utilizar gas natural licuado (GNL), una alternativa considerada más eficiente frente a combustibles tradicionales.

Para TPM, la llegada de este tipo de embarcaciones refleja la capacidad del puerto para atender naves cada vez más grandes y responder al crecimiento del comercio automotor en Ecuador.

Lo que debes saber sobre el ranking de cafeterías 2026

• Segundo país: Ecuador tiene 15 locales en la lista y solo lo supera Perú, con 18, según el listado de The World's 100 Best Coffee Shops.
  
• Más presencia: el país pasó de 11 cafeterías en la edición 2025 a 15 en la de 2026, y nueve de ellas figuran por primera vez.
  
• Más allá de Quito: las cafeterías seleccionadas están en ocho ciudades, entre ellas Loja, Riobamba, Ibarra, Piñas y Santa Cruz, en Galápagos.
  

Fankør, una cafetería de Quito, es la segunda mejor de Sudamérica en 2026, solo detrás de Eco Mapu Coffee, de Villarrica (Chile). 

Con ella, 15 cafeterías de Ecuador entraron al ranking South America's 100 Best Coffee Shops 2026.

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El listado se reveló el domingo 20 de septiembre de 2026 en el Centro de Convenciones Metropolitano de Quito, en el marco de la Global Coffee Fair. Lo elabora la organización The World's 100 Best Coffee Shops.

Ecuador es el segundo país con más cafeterías en la lista, con 15, detrás de Perú, que tiene 18. 

Le siguen Chile, con 13; Colombia y Brasil, con 12 cada uno, y Argentina, con 10, según el listado oficial.

¿Cuáles son las mejores cafeterías de Ecuador en 2026?

Estas son las cafeterías de Ecuador que entraron al top 100 de Sudamérica, ordenadas según su posición en el listado de 2026. 

Las marcadas con “debuta” entran al ranking por primera vez:

2. Fankør – Quito

9. Especie Café – Riobamba (debuta)

18. Benchtime Bakery & Café – Cumbayá, Quito (debuta)

26. Islander Coffee Roasters – Santa Cruz, Galápagos (debuta)

34. Café Guayasamín (Mitad del Mundo) – Quito

42. Montse – Loja (debuta)

47. Tinticoos Cafetería – Ibarra (debuta)

52. Dagadá – Loja

69. Sailor Coffee – Samborondón (debuta)

70. Soul Coffee House – Loja (debuta)

73. Nameless Cafetería de Especialidad – Samborondón (debuta)

79. Kaweh Coffee Shop – Loja

83. Atmosférico Cafetería de Especialidad – Samborondón

94. Mulano Coffee – Piñas, El Oro

99. Raymi Coffee Shops El Bosque – Quito (debuta)

¿Cuántas cafeterías ecuatorianas entraron al ranking en 2025?

En 2025, Ecuador tuvo 11 cafeterías en el ranking regional, según Quito Turismo. 

Ese año, Fankør ocupó el puesto 4, de modo que en 2026 subió dos posiciones y es la mejor ubicada del país.

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Especie Café, de Riobamba, es la nueva entrada mejor ubicada: debutó en el puesto 9 y es la segunda ecuatoriana en el top 10 de la región. 

Otras ocho cafeterías del país aparecen en la lista por primera vez.

Café Guayasamín, que en 2025 figuró en el puesto 21 con su local del Centro de Quito, aparece ahora con su sede de la Mitad del Mundo en el 34. 

Stratto, de Quito, que en 2025 estuvo en el puesto 54, no figura en la lista de este año.

¿En qué ciudades de Ecuador están las mejores cafeterías?

Loja y Quito, con cuatro cafeterías cada una, son las ciudades con más locales en el ranking, incluido el de Cumbayá. 

Samborondón suma tres, mientras que Riobamba, Ibarra, Piñas y Santa Cruz tienen una cada una.

La organización afirmó en la publicación del listado que su equipo recorrió la región para elegir las cafeterías con varios criterios de excelencia. 

En 2025, Pablo Mateus, fundador de Fankør, dijo a Quito Turismo que el reconocimiento era “un motor” para seguir alineados a su esencia.

¿Dónde se anunciaron las 100 mejores cafeterías de Sudamérica?

La lista se anunció en la gala de cierre de The Global Coffee Fair, que se realizó del 18 al 20 de septiembre en Quito. 

Quito Turismo la presentó como la primera feria internacional del café organizada en Ecuador, con productores, tostadores, baristas y compradores extranjeros.

La feria la organizaron Comma Colombia y el Centro de Convenciones Metropolitano de Quito (CCMQ). 

Su agenda incluyó el Campeonato Nacional de Barismo, competencias de arte latte y de café filtrado, y una rueda de negocios con compradores internacionales.

Quito Turismo destacó además que Ecuador produce café en sus cuatro regiones, Costa, Sierra, Amazonía y Galápagos, algo que lo distingue entre los países andinos. 

Ese reparto se refleja en la lista: hay cafeterías ecuatorianas en ciudades de la Sierra, de la Costa y de Galápagos.

El reconocimiento coincide con un repunte de las ventas externas del grano: las exportaciones de café y sus derivados crecieron 41,4 % en el primer semestre de 2026 y superaron los $82,7 millones, según cifras del Banco Central del Ecuador (BCE).

Lo que se sabe

• La temperatura del mar frente a Guayas alcanza +4,96 °C sobre lo normal, el registro más alto durante eventos intensos de El Niño.
• La Costa central y el pie de monte de la cordillera de los Andes acumularon más de 230 mm de lluvia en las últimas dos semanas, con 235,2 mm en Quevedo.
• En arroz, los rendimientos de la cosecha de verano registran una caída de hasta 14,5 %.
• Expertos recomiendan no guiarse por el calendario agrícola y anticipar medidas como limpieza de drenajes, manejo fitosanitario y planificación de cosecha.

El océano frente a la costa ecuatoriana llegó a su punto más caliente en lo que va del año. Según el monitoreo semanal de los ingenieros Santiago Jaramillo y Guido Kuonquí, la temperatura frente a Guayas (indicador Niño 1+2) se ubica en +4.96°C sobre lo normal, la lectura más alta registrada en la zona durante eventos de El Niño intensos, según datos del programa Coral Reef Watch (CRW) de laOficina Nacional de Administración Oceánica y Atmosférica (NOAA). 

En el centro del Pacífico, el indicador Niño 3.4 está en +3.10°C, muy por encima del umbral de +2.5°C que define a un "Súper El Niño". Ambos valores confirman que el episodio actual es más intenso en la costa ecuatoriana que el de 2015, uno de los más fuertes de las últimas décadas.

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Este calentamiento también responde a un mecanismo físico sostenido. Durante 90 días seguidos, los vientos alisios soplaron en sentido contrario al habitual, empujando agua caliente desde Asia hacia Sudamérica, mientras que por debajo de la superficie llegaron las Ondas Kelvin, masas de agua caliente que refuerzan el fenómeno en la costa. 

La consecuencia práctica para el agro es que océano y atmósfera están "acoplados" —se retroalimentan mutuamente—, lo que reduce la probabilidad de un cambio brusco a corto plazo. El Índice de Oscilación del Sur, que mide justamente ese acoplamiento, se ubica en -19.8, el segundo valor más bajo registrado en un mes de septiembre desde 1982, solo detrás del propio evento de ese año.

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Lluvias y efectos en los campos

La costa central y el pie de monte de la cordillera occidental de los Andes acumularon más de 230 milímetros (mm) de lluvia en las últimas dos semanas, con puntos como Quevedo llegando a 235.2 mm. Se trata de un volumen que, según el monitoreo agroclimático, corresponde a un promedio semanal de 48 mm en la Costa Norte Bananera —muy por encima de lo registrado en los últimos cuatro años en la misma época, cuando ese promedio no superaba los 2.2 mm—. Estas lluvias, fuera de temporada, vinieron acompañadas de vientos fuertes que provocaron inundaciones, acame de cultivos de maíz, volcamiento de plantas de banano y, en ciertas zonas, interrupción de vías.

El efecto ya es medible en el rendimiento de las cosechas. El arroz de verano recolectado en la Costa registra una caída de hasta 14.5% en promedio, atribuida a problemas de vaneamiento (cuando la planta forma la cáscara pero el grano queda vacío) por altas temperaturas y a la presencia de la bacteria Burkholderia glumae. 

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En banano y cacao, la combinación de humedad superior al 90% y agua de mar a 29°C mantiene activo el riesgo de Monilia, Sigatoka Negra y enfermedades como Moko y Fusarium R4T, que se propagan con facilidad por las escorrentías. 

Mientras que desde la ganadería se reporta estrés calórico y pérdida de proteína en los pastos por exceso de agua, con aumento de mosca y garrapata. 

Por otro lado, en la Sierra, además de incendios forestales por las altas temperaturas y baja humedad.

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¿En qué guiarse para la toma de decisiones?

Jaramillo y Kuonquí insisten en un punto que consideran la "regla de oro" de este seguimiento: con la temperatura del mar frente a la costa por encima de +4.9°C, el calendario agrícola histórico deja de ser una referencia confiable. Su recomendación es manejar la finca según el estado real del mar y no según la época del año que marca el calendario —es decir, actuar como si el país estuviera en pleno invierno, aunque el reloj indique septiembre—.

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Lo que debes saber

• Cenace advirtió que Ecuador enfrenta un alto riesgo para cubrir la demanda de electricidad y planteó medidas urgentes para preservar las reservas energéticas.
  
• El Gobierno habilitó a Elecaustro para ofertar 200 MW adicionales de dos barcazas desde el 20 de septiembre, después de procesos de contratación que no prosperaron durante 2026.
  
• El Gobierno prevé utilizar convenios de pago para operar las dos barcazas inicialmente por seis meses y exige que tengan disponibilidad inmediata.

Ecuador enfrenta un “alto riesgo para cubrir la demanda de electricidad”, según una advertencia del 15 de septiembre de 2026 del Operador Nacional de Electricidad (Cenace). Ante este escenario, el Gobierno “habilitó” a Elecaustro para ofertar 200 megavatios (MW) adicionales de generación de dos barcazas, cuyos procesos de renovación no prosperaron en los últimos meses.

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La decisión consta en un oficio del Ministerio de Ambiente y Energía, suscrito el 18 de septiembre de 2026 por el viceministro de Electricidad y Energía Renovable, Javier Medina.

En este documento, al que accedió Diario EXPRESO, se señala que el Cenace comunicó al Ministerio el 15 de septiembre los resultados de sus análisis sobre la evolución de las reservas energéticas, la disponibilidad de generación y las perspectivas para atender la demanda.

Estos estudios identificaron un escenario complejo y de alto riesgo, por lo que el operador planteó medidas urgentes para evitar la pérdida progresiva de las reservas energéticas, administrar los recursos de generación disponibles y reducir el riesgo de un deterioro adicional de las condiciones de abastecimiento.

Dos días después de esa advertencia, el 17 de septiembre, Elecaustro comunicó al Ministerio que dispone de 200 MW adicionales de generación, aparte de los 85 MW de potencia efectiva que ya tenía habilitados.

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El Ministerio resolvió entonces habilitar a la empresa para ofertar esos 200 MW a partir del 20 de septiembre. La medida tiene carácter excepcional y temporal y estará vigente mientras persistan las condiciones operativas que la motivaron.

Los 200 MW llegan después de procesos fallidos

La disponibilidad de esta generación -que coincide con la potencia total de las barcazas Emre Bey y Erin Sultan- ocurre después de varios intentos de Elecaustro durante 2026 para asegurar la continuidad de tres barcazas, contratadas desde agosto de 2024, para enfrentar el déficit eléctrico. Pero de ellos solo se concretó uno (Murat Bey).

Entre los procesos inconclusos está Ecuagran II, asociado a la generación de la barcaza Emre Bey. Elecaustro abrió a inicios de año un procedimiento de régimen especial para alquilar y operar generación termoeléctrica.

El proceso PE-EEGA-2026-002 fue declarado desierto el 13 de marzo de 2026. Elecaustro justificó la decisión al considerar inconveniente para los intereses institucionales la única oferta presentada, según la resolución publicada por la empresa.

Posteriormente, Elecaustro volvió a intentar la contratación de Ecuagran II mediante el proceso PE-EEGA-2026-003, pero este procedimiento también consta actualmente como desierto.

Esclusas V también enfrentó problemas

La contratación relacionada con Esclusas V (Erin Sultan), destinada a asegurar entre 90 y 110 MW de generación flotante, también tuvo inconvenientes.

Elecaustro publicó el 9 de julio el proceso PE-EEGA-2026-006, con un presupuesto de alrededor de $42,7 millones y un plazo de seis meses. La contratación estaba asociada a la barcaza Erin Sultan, ubicada en el sector de Las Esclusas, en Guayaquil.

En agosto, el procedimiento quedó suspendido por el Servicio Nacional de Contratación Pública (Sercop).

Gobierno recurrirá a convenios de pago para operar las dos barcazas

Ante las dificultades que atravesaron estos procesos, Marco Acuña, coordinador del Consejo Consultivo de Ingenierías y Economía, menciona que llama la atención la forma en que se pondrá en marcha la generación térmica flotante, cuando no han sido “subsanadas” las observaciones para realizar estas contrataciones.

“El Gobierno está usando figuras legales para justificar procesos, que no son claros, y no sabemos el nivel de perjuicio o beneficio que podría tener en el país”, subraya Acuña.

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El ministro de Ambiente y Energía, Juan Carlos Blum, informó el 18 de septiembre que el Gobierno prevé recurrir a convenios de pago para utilizar las dos barcazas disponibles. Los nuevos contratos serían inicialmente por seis meses y uno de los requisitos será que las unidades tengan disponibilidad inmediata, refirió el funcionario.

¿Qué implica la habilitación de los 200 MW?

El oficio del Ministerio no detalla los nuevos contratos que respaldan la disponibilidad de los 200 MW ni identifica por nombre las embarcaciones. Pero sí establece dónde ingresará la generación al sistema.

La Corporación Eléctrica del Ecuador (Celec), a través de Transelectric, deberá realizar las acciones necesarias para habilitar estos puntos de conexión.

Tampoco significa que los 200 MW permanecerán generando continuamente. Una vez que Elecaustro declare los parámetros técnicos, los costos variables de producción y otra información requerida, el Cenace deberá considerar estos recursos para atender la demanda en el despacho diario, la operación en tiempo real y los redespachos.

La energía efectivamente producida será liquidada por el Cenace y los valores resultantes serán cubiertos por las empresas eléctricas distribuidoras en proporción a su demanda comercial de energía, precisa el oficio firmado por el Viceministerio de Electricidad.

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Empresarios piden reglas claras sobre cortes de energía a grandes consumidores en Ecuador

Mayra Pacheco Pazmiño

Así lo revela la decimocuarta edición de Brand Footprint Ecuador, el estudio anual de Worldpanel by Numerator que mide cuáles son las marcas de consumo masivo (FMCG, por sus siglas en inglés) más elegidas por los hogares ecuatorianos.

La investigación muestra que durante 2026 se registraron 1.670 millones de puntos de contacto con el consumidor (CRP, Consumer Reach Points), un indicador que combina la cantidad de hogares que compran una marca y la frecuencia con la que la eligen. La cifra representa un crecimiento del 12,2 % frente a 2025.

En el ranking general, Coca-Cola se mantiene como la marca más elegida por los ecuatorianos, con 66 millones de CRP. Le siguen Maggi, con 57 millones, y Vita, con 54 millones.

Entre los movimientos más destacados aparece Nutri, que logró ascender dos posiciones frente a la edición anterior. Además, dentro del Top 50 sobresalen avances de marcas como Los Andes, La Vaquita, Nosotras, Oreo, La Troncal y Tips.

Más marcas logran crecer

Uno de los hallazgos más relevantes del estudio es que el crecimiento ya no está concentrado en unas pocas empresas. Durante 2025, el 39 % de las 250 marcas más importantes del país registró crecimiento, frente al 24 % observado en 2024.

Para Worldpanel by Numerator, la principal palanca sigue siendo la incorporación de nuevos hogares compradores. Las marcas que amplían su base de consumidores encuentran mayores oportunidades de crecimiento que aquellas que dependen únicamente de aumentar la frecuencia de compra de sus clientes habituales.

Las estrategias para alcanzar ese objetivo son diversas: desde ampliar públicos objetivos e innovar en productos hasta ingresar en nuevas categorías, fortalecer la presencia en determinados canales o adaptar las propuestas de valor a nuevas necesidades de consumo.

El consumidor compra en más lugares

La diversificación de los canales de compra también está transformando el mercado ecuatoriano.

Según el estudio, los hogares utilizan en promedio siete canales de compra al mes y nueve a lo largo del año. Supermercados, minimarkets, tiendas de barrio, farmacias, tiendas de conveniencia, mercados, ferias y formatos de descuento forman parte de un recorrido de compra cada vez más amplio.

Entre los canales que mantienen una evolución positiva destacan los discounters, las tiendas de conveniencia y las farmacias de cadena, formatos que han ganado relevancia en la rutina de los consumidores.

Hogares más diversos, oportunidades más amplias

La evolución demográfica también está modificando las oportunidades para las marcas.

Actualmente, el 17 % de los hogares ecuatorianos está conformado por una sola persona, mientras que el 37 % corresponde a hogares pequeños. Además, el 38 % tiene niños de hasta 12 años, el 58 % convive con mascotas y el 13 % es monoparental.

Estos cambios implican necesidades de consumo distintas y obligan a las empresas a segmentar mejor sus propuestas para conectar con realidades cada vez más diversas.

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La lealtad sigue siendo clave

Aunque los consumidores cuentan con más opciones y canales para comprar, la fidelidad hacia determinadas marcas continúa siendo un factor relevante.

El estudio identifica una lealtad promedio del 41 % entre las tres principales marcas de consumo masivo. El dato evidencia que los hogares siguen construyendo relaciones sólidas con ciertas marcas, incluso en un entorno más competitivo.

Para fabricantes y cadenas comerciales, el desafío consiste en combinar tres elementos: presencia, relevancia y vínculo emocional. Estar disponible cuando surge una necesidad es importante, pero también lo es ofrecer atributos diferenciadores y razones suficientes para que el consumidor vuelva a elegir la marca una y otra vez.

Lo que debes saber

• El sector empresarial pide que los cortes de energía a grandes consumidores se definan mediante una norma y se acuerden previamente con las empresas.
  
• Los consumidores AV1 y AV2 tienen hasta el 15 de diciembre de 2026 para implementar generación propia, pero enfrentan dificultades para conseguir equipos y completar permisos.
  
• Representantes de los consumidores AV1 y autoridades del Gobierno se reunirán el 22 de septiembre para conocer los detalles de las medidas de desconexión.

El sector privado está dispuesto a reducir su consumo de electricidad para ayudar a preservar las reservas del embalse Mazar, pero pide que las medidas que prepara el gobierno se definan mediante acuerdos y no imposiciones. 

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Rodrigo Gómez de la Torre, presidente del Comité Empresarial Ecuatoriano (CEE), informó el 19 de septiembre de 2026 a Diario EXPRESO que los empresarios conocían de manera general los planteamientos del ministro de Ambiente y Energía, Juan Carlos Blum, pero no existía una norma que detallara cómo se aplicarían.

“No tenemos claro (...) Creo que debería haber un acuerdo ministerial o un decreto ejecutivo. Más que nada, hemos escuchado declaraciones del ministro”, señala Gómez de la Torre.

Entre las alternativas anunciadas por el ministro Blum están desconectar de la red eléctrica un día a la semana -desde esta semana, que inició el 21 de septiembre- a los consumidores de Alto Voltaje 1 (AV1) y modificar sus jornadas laborales para trasladar parte de la producción hacia días de menor demanda.

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Gómez de la Torre considera que modificar determinados horarios podría ayudar a reducir el consumo durante las horas pico. Reconoce además la necesidad de preservar la energía ante la caída del nivel de Mazar y las limitaciones para comprar electricidad a Colombia. Sin embargo, sostiene que todavía falta conocer cómo se ejecutará el esquema.

Empresas aún esperan las reglas para los cortes

“Cualquier cosa tiene que salir y regularizarse a través de un instrumento jurídico que esperamos firmemente sea consensuado previamente con el sector privado”, sostiene Gómez de la Torre.

A su criterio, las decisiones deben buscar reducir el impacto sobre las empresas, evitar afectaciones al empleo y, al mismo tiempo, contribuir a preservar el suministro eléctrico para la población.

El costo de la energía de las barcazas está por definir

Otro punto todavía por definir es el precio que pagarían los grandes consumidores por la electricidad generada mediante las barcazas. El Ministerio de Ambiente y Energía planteó que los industriales asuman el costo real de esa energía.

La generación con barcazas cuesta alrededor de $0,24 a $0,25 por kWh, frente a una tarifa de hasta $0,12 que actualmente pagan los industriales, refirió el funcionario.

Gómez de la Torre advierte que una modificación de este tipo no puede aplicarse únicamente mediante un anuncio, pues las tarifas eléctricas se establecen mediante normativa. También plantea transparentar cuánto corresponde a generación, transmisión y distribución dentro de la tarifa eléctrica.

Grandes consumidores deben tener generación propia

La obligación de que los grandes consumidores incorporen generación propia -como establece el Decreto Ejecutivo 32- enfrenta, según Gómez de la Torre, dificultades que van más allá de la decisión de las empresas.

El Decreto 32, firmado el 15 de junio de 2025 por el presidente Daniel Noboa, establece que los clientes con tarifa de alto voltaje (AV1 y AV2) deben contar con sistemas de generación para abastecer su propia demanda eléctrica.

Esta norma otorgó un plazo de 18 meses, que vence el 15 de diciembre de 2026, para implementar estas soluciones. Además, faculta al Operador Nacional de Electricidad (Cenace) a disponer la desconexión de estos consumidores del Sistema Nacional Interconectado cuando exista un déficit de generación.

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"Seremos muy estrictos con los grandes consumidores. Si no tienen autogeneración, como se les exigió en su contrato de inversión y como lo hicimos con este período de prórroga, se los apaga, se los desconecta. Estamos hablando de grandes consumidores que consumen lo mismo que ciudades como Milagro; tienes industrias y minerías que consumen 150, 180 o 200 megavarios (MW). Un solo consumidor es como dos barcazas", dijo el presidente Noboa el 28 de agosto de 2026, durante una entrevista en radio Centro.

Conseguir generadores es uno de los obstáculos

Sin embargo, el CEE expresa que uno de los principales obstáculos es conseguir generadores en el mercado internacional. “El que quiere comprar un generador, sea público o privado, cae en la lista de espera”, afirma.

El ministro Blum también también el 18 de septiembre en radio Centro la dificultad que ha tenido el gobierno para adquirir estos equipos. El ministro dijo, por ejemplo, que Mitsubishi tiene comprometida su producción y maneja fechas de entrega que llegan hasta 2032. “Por ello los privados tampoco han podido cumplir”, manifestó el funcionario.

Gómez de la Torre también señala que los proyectos de generación requieren permisos y procesos que no pueden completarse de un día para otro.

A esto se suman las necesidades de almacenamiento de combustible. Una empresa que pase de utilizar generación ocasional a operar generadores de manera permanente puede requerir tanques de mayor capacidad y nuevos permisos para construirlos y operarlos.

Por eso, el CEE plantea que antes de emitir las nuevas disposiciones se realicen reuniones con los grandes y medianos consumidores para identificar los obstáculos y definir las medidas que puedan aplicarse.

Para conocer detalles sobre la medida está prevista una reunión para este 22 de septiembre, entre los representantes de los consumidores AV1 y las autoridades del gobierno.

Gómez de la Torre reiteró la disposición del sector privado a dialogar para evitar mayores afectaciones. “Tenemos que proteger la energía, el empleo y la producción y eso se hace llegando a consensos, no con imposiciones”.

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Diario EXPRESO consultó este 21 de septiembre detalles de la medida de desconexión para las industrias, que son parte del segmento AV1, y está a la espera de su respuesta.

Así lo dio a conocer la Superintendencia de Competencia Económica (SCE) a través de un comunicado este 21 de septiembre, en el que informó que autorizó la adquisición, después de una evaluación en la que concluyó que la operación no genera efectos significativos sobre la competencia en los mercados analizados.

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Según la entidad, si bien se presentan cambios en la participación de las empresas en algunos mercados, se mantienen las condiciones que permiten la participación de otros competidores.

Con esta adquisición, CONAUTO además asume el control indirecto de PLACASDELSUR S.A., compañía controlada por TECNOVA y que se dedica a la fabricación de baterías de almacenamiento.

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¿A qué se dedican estas empresas?

De acuerdo con lo indicado por SCE, CONAUTO y TECNOVA tienen presencia en actividades relacionadas con la comercialización de productos para el sector automotriz, como baterías, lubricantes, repuestos, accesorios y consumibles. TECNOVA además produce e importa baterías de arranque, mientras que PLACASDELSUR fabrica las placas y rejillas de plomo-ácido que se utilizan para producir este tipo de baterías.

Por lo que la entidad también revisó la relación entre PLACASDELSUR y TECNOVA. En este caso, la SCE concluyó que la adquisición no genera cambios significativos que puedan afectar la competencia ni el acceso de otros fabricantes a los materiales que necesitan para producir baterías.

“En consecuencia la SCE concluyó que la transacción no ocasionará una disminución sustancial de la competencia, ni creará o reforzará una posición de dominio en los mercados analizados”, concluyó el comunicado.

Lo que debes saber

Ecuador analiza importar gas natural licuado (GNL) para ampliar la oferta de gas en el país y sustituir progresivamente el consumo de diésel en los sectores eléctrico e industrial, según información publicada a mediados de septiembre de 2026 en el portal web de la empresa pública Petroecuador.

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La petrolera estatal abrió una Solicitud de Información (RFI) dirigida al mercado internacional para identificar alternativas que permitan importar entre 60 y 100 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) de GNL. El volumen es referencial y responde, según Petroecuador, al crecimiento de la demanda nacional de gas natural.

Actualmente, la producción nacional de gas natural proviene en su totalidad del campo Amistad, ubicado en el golfo de Guayaquil, aunque su producción es limitada.

Amistad produce menos gas de lo previsto

Esta situación ocurre, pese a que el Gobierno actual impulsó el aumento de alrededor de 20 millones a 45 millones de pies cúbicos en el campo Amistad.

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Este 21 de septiembre de 2026, por ejemplo, la producción diaria de gas natural fue de 24,2 millones de pies cúbicos, según la Agencia de Regulación y Control de Hidrocaburos (ARCH).

A pesar de esta realidad, el Gobierno anunció que se prevé impulsar la contratación de una tercera barcaza de generación, que, según el ministro de Ambiente y Energía, Juan Carlos Blum, funcionaría con gas natural y podría llegar a finales de noviembre o inicios de diciembre.

La unidad tendría además capacidad de almacenamiento. El derivado importado será suministrado por Petroecuador, señaló el funcionario.

“Hay una tercera barcaza que estamos contratando”, anunció Blum. Según explicó, el proyecto busca facilitar el uso de gas natural y comenzar a cambiar la forma en que Ecuador abastece parte de su generación térmica.

El gas importado apunta a la generación eléctrica

Así ante un aumento de la demanda, Petroecuador plantea complementar esa producción con gas importado y diversificar las fuentes de abastecimiento.

Uno de los principales destinos sería el sector eléctrico. Según la información publicada por la empresa, la incorporación de GNL busca impulsar la sustitución progresiva del diésel utilizado en los sectores eléctrico e industrial.

Ecuador cuenta actualmente con una potencia disponible de 900 megavatios (MW) de energía térmica, según el Operador Nacional de Electricidad (Cenace).

Este aporte sirve para complementar el suministro hidroeléctrico, especialmente durante los períodos de menor disponibilidad de agua (estiaje). Además, una parte importante del diésel que consume el país se cubre con importaciones.

El Informe Estadístico Mensual de Petroecuador detalla que entre enero y julio de 2026 el sector eléctrico consumió 6,8 millones de barriles de combustibles (diésel, fuel oil, residuo y gas natural). Esta cifra representa un aumento del 36,18 % frente al mismo periodo del año anterior (5 millones de barriles)

La importación de GNL también requiere infraestructura

La consulta, que realiza la empresa petrolera estatal, no se limita a identificar empresas capaces de vender GNL. Petroecuador también espera recibir propuestas sobre transferencia, almacenamiento, transporte y regasificación, así como información sobre capacidades de suministro, tiempos de implementación y condiciones comerciales.

La estatal señala que analiza un esquema contractual referencial de largo plazo. El volumen estimado de entre 60 y 100 mmpcd estaría sujeto a un compromiso take-or-pay, modalidad mediante la cual el comprador se compromete contractualmente a pagar por un volumen acordado, aunque no llegue a consumirlo en su totalidad.

Petroecuador aclara que esta etapa no constituye una licitación, una invitación a presentar ofertas ni una fase precontractual. Se trata únicamente de una consulta no vinculante para conocer qué alternativas existen en el mercado internacional antes de eventuales procesos posteriores.

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La consulta al mercado cerrará el 23 de octubre

El cronograma publicado por Petroecuador establece cuatro hitos. La consulta comenzó el 14 de septiembre de 2026 con la emisión del RFI. Entre el 14 y el 30 de septiembre se desarrolla la ronda de preguntas y comentarios de los participantes.

El 5 de octubre, Petroecuador prevé responder las consultas y emitir las aclaraciones correspondientes. Finalmente, el 23 de octubre de 2026 vencerá el plazo para que las empresas interesadas entreguen sus respuestas al RFI. La estatal advierte que estas fechas corresponden a un cronograma estimado. 

Lo que debe saber

• Entre los más atractivos: España está entre los cinco países europeos preferidos por los inversores internacionales, junto con Italia y Países Bajos, aunque por detrás de Alemania, Reino Unido y Francia.
• Europa lidera: El 35 % de los directivos encuestados considera a Europa la región más atractiva para invertir. Le siguen Asia-Pacífico, con 24 %, y Norteamérica, con 19 %.
• Retos para invertir: Los empresarios valoran la estabilidad y la innovación europea, pero señalan como obstáculos las fricciones transfronterizas, los costos y la lentitud de los trámites y permisos.

España está entre los cinco países europeos más atractivos para invertir para las empresas internacionales, junto a Italia y Países Bajos, pero por detrás de Alemania, Reino Unido y Francia, según una encuesta del Deutsche Bank publicada este lunes 21 de septiembre de 2026.

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El 30 % de los encuestados declara invertir ya en España, según el sondeo entre empresas cuya sede está fuera de Europa.

"Los resultados reflejan que Europa vuelve a percibirse como una región capaz de combinar estabilidad con oportunidades de crecimiento e innovación. España forma parte de esta tendencia y cuenta con atributos que la convierten en un mercado atractivo para los inversores internacionales", destacó el consejero delegado de Deutsche Bank España, Iñigo Martos.

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España con más opciones

España forma parte del grupo de países que los inversores internacionales identifican con mayor frecuencia entre sus opciones de inversión.

"El tamaño del mercado europeo, la capacidad de innovación, el talento disponible y el desarrollo de nuevas tecnologías serán elementos determinantes para que Europa y países como España continúen captando inversiones en los próximos años", señala Martos.

Deutsche Bank realizó la encuesta entre julio y agosto de 2026 a 1.200 máximos directivos y responsables de empresas con al menos 100 empleados y cuya sede está fuera de Europa.

Europa es valorada por otras empresas internacionales por su estabilidad política y económica y por su capacidad de innovación, aunque recibe críticas por las fricciones transfronterizas, los costes y la lentitud de los procedimientos de autorización y concesión de permisos.

El 35 % de los encuestados señala a Europa como la región más atractiva para su empresa en la actualidad.

Le siguen Asia-Pacífico (excluida China), con un 24 %, y Norteamérica, con un 19 %.

Oriente Medio representa el 10 %; China, el 6 %, y Latinoamérica, el 5 %

Lo que debe saber

• Diálogo económico: He Lifeng y Scott Bessent abordaron comercio, inversión bilateral y la aplicación de consensos alcanzados en negociaciones anteriores.
• La IA entra en la agenda: Las delegaciones también trataron asuntos relacionados con la inteligencia artificial, especialmente los riesgos asociados al desarrollo de modelos avanzados.
• Antes de una posible cumbre: El encuentro se produce antes de la visita de Xi Jinping a Washington, anunciada para el 23 al 25 de septiembre, aunque Pekín aún no la ha confirmado oficialmente.

La prensa estatal de China calificó este lunes 21 de septiembre de 2026 de "sincero, profundo y constructivo" el diálogo económico y comercial mantenido en Nueva York entre el viceprimer ministro chino, He Lifeng, y el secretario del Tesoro de Estados Unidos, Scott Bessent, en la antesala de la prevista visita del mandatario asiático Xi Jinping a Washington.

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He, responsable chino de la negociación económica con Washington, se reunió el domingo, hora local estadounidense, con Bessent para abordar la aplicación de los consensos alcanzados en rondas anteriores, el comercio y la inversión bilateral, y otros asuntos económicos de interés común, informó la agencia estatal Xinhua.

Xinhua señaló que ambas partes mantuvieron las conversaciones sobre la base del "respeto mutuo, coexistencia pacífica y cooperación mutuamente beneficiosa", fórmulas habituales de Pekín para enmarcar la relación con Washington.

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China y EE. UU. conversa sobre la IA

El despacho añadió que las delegaciones también celebraron un diálogo sobre cuestiones relacionadas con la inteligencia artificial (IA), sin dar más detalles al respecto, en un momento de desavenencias entre ambas potencias en torno a la regulación de los riesgos de dicha tecnología.

En declaraciones a los medios desde Nueva York, Bessent aseguró que el extenso diálogo, que se desarrolló en la sede de JPMorgan Chase en Manhattan, fue "muy exitoso" y que los contactos sobre la IA seguirán para evitar amenazas con los modelos más avanzados.

El tema de la seguridad en el desarrollo de la IA se ha puesto en el centro de la relación bilateral por la posibilidad de que los modelos más avanzados puedan escapar del control humano y realizar ataques cibernéticos, después de que varias pruebas de modelos de Anthropic, OpenAI, Google o Meta escaparan de los entornos de prueba y atacaran otras empresas.

Diálogo antes de la visita de Xi a EE. UU.

Desde el regreso de Trump a la Casa Blanca, Pekín ha descrito ya varias rondas de conversaciones con Washington como "constructivas" o "francas", incluso cuando las negociaciones seguían condicionadas por disputas sobre aranceles, controles tecnológicos, tierras raras, compras agrícolas y acceso a mercados.

Bessent había publicado en la red social X una fotografía estrechando la mano de He en Nueva York y afirmó que ambos continuaban las conversaciones sobre la relación económica y comercial bilateral antes de la cumbre entre Trump y Xi en Washington.

La cita llega con la tregua comercial pactada en la ciudad surcoreana de Busan en octubre de 2025 cerca de su vencimiento, previsto para el 10 de noviembre, y con la visita de Xi a Estados Unidos anunciada por Washington para los días 23 a 25 de septiembre, si bien Pekín todavía no ha confirmado oficialmente el viaje del mandatario.