El presidente Daniel Noboa emitió el Decreto 32 este 16 de junio de 2025, modificando reglamentos para acelerar la importación de gas natural y la construcción de plantas termoeléctricas que utilicen este combustible en Ecuador, con el objetivo de optimizar la matriz energética nacional.

Reformas clave

El Decreto 32 introduce dos reformas clave que impactarán el sector energético ecuatoriano. La primera de ellas es una modificación al reglamento de la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica. Esta reforma permite a la empresa privada construir termoeléctricas que utilicen gas natural de hasta 100 megavatios sin necesidad de un concurso público, requiriendo solo una autorización directa del Ministerio de Energía.

Este proceso expedito aplicará siempre que los proyectos no compitan con las centrales ya planificadas en el Plan Maestro de Electricidad, acortando así los plazos para su puesta en marcha.

Esta medida busca dinamizar el desarrollo de proyectos de generación eléctrica, promoviendo la inversión privada en un sector crucial para el país. La simplificación de trámites es una estrategia del Gobierno para responder a las necesidades energéticas y reducir la dependencia de fuentes más costosas o contaminantes.

Nelson Jaramillo, representante de la empresa Sycar, destacó que esta iniciativa promueve el desarrollo ágil de proyectos termoeléctricos a gas natural, de hasta 100 megavatios. Además, otorga beneficios que antes eran exclusivos para energías renovables como la solar, eólica e hidroeléctrica.

Incentivos para la generación a gas natural

Los proyectos de generación con gas natural recibirán un “precio preferente” por la electricidad que produzcan, el cual será establecido por la Agencia de Regulación de Electricidad (Arconel). Adicionalmente, estos generadores tendrán prioridad en la prelación de pago de las tarifas por la electricidad que vendan al Estado. Estos incentivos buscan motivar la transición hacia el gas natural, un combustible considerado más limpio y económico que el diésel.

El reglamento también establece que, por un plazo de tres años desde la entrada en vigencia de las reformas previstas en el Decreto, los nuevos proyectos de generación térmica podrán utilizar diésel, residuo y fuel oil sin condiciones preferentes. Esto es posible siempre y cuando sus unidades de generación puedan operar con gas natural y otros combustibles líquidos.

Cumplido este plazo, estos proyectos deberán disponer de una oferta suficiente e infraestructura logística adecuada para la generación de transición. Posteriormente, se acogerán a las condiciones preferentes que se dictaminen en la regulación.

Desafíos y oportunidades en la importación de gas

El consultor eléctrico Gabriel Secaira sugiere que, para motivar un cambio más agresivo hacia la generación termoeléctrica a gas natural, es necesario un cambio significativo en el parque termoeléctrico, incluyendo el sector público. Esto crearía una demanda considerable en volumen, permitiendo obtener un precio bajo y atractivo. Secaira enfatiza que “la importación tiene que ser masiva”; de lo contrario, no resulta rentable para un pequeño generador importar gas para producir solo 100 megavatios.

Otro cambio relevante en el Decreto 32 es la reforma al Reglamento de Operaciones de Gas Natural. Esta reforma busca agilizar los tiempos para que una empresa pueda importar gas natural para autoconsumo en procesos productivos, proyectos de generación y autogeneración.

Según la modificación, las autorizaciones deberían obtenerse en un plazo de entre 30 a un máximo de 60 días. Sin embargo, Jaramillo advierte que la Ley establece que quienes deseen importar gas natural deben contar con la infraestructura necesaria para hacerlo, y construirla toma tiempo.

Por ejemplo, traer gas natural para abastecer una planta ya en marcha como Termogas Machala, ubicada en la provincia de El Oro, podría tomar seis meses si el proceso de licitación comienza este mes. Termogas Machala posee una potencia instalada de 210 megavatios, requiriendo 60 millones de pies cúbicos de gas.

El Campo Amistad solo puede proveer unos 17 millones de pies cúbicos, lo que resultó en una producción de solo 56 megavatios en mayo de 2025, según Cenace. La agilización de la importación es clave para optimizar la operación de este tipo de centrales.