La hipotética situación de que Coca Codo Sinclair “quede fuera de operación” por causa de la erosión regresiva (fenómeno natural en el río Coca que amenaza las obras de captación) o por mantenimiento, levanta alertas y desde ya genera debate sobre las alternativas para evitar posibles cortes de energía.

La semana pasada la Corporación Eléctrica del Ecuador (Celec EP) anunció que hasta mayo del 2022 buscará recuperar 426,44 MW (megavatios) de potencia de las unidades de generación térmica que al momento no están disponibles. La inversión es de $ 80 millones en la compra de repuestos, herramientas y maquinaria.

Celec dijo que las unidades de generación, que son parte de este programa de intervención, pertenecen a las centrales Esmeraldas I y Esmeraldas II, de la Unidad de Negocio Termoesmeraldas; Aníbal Santos, Trinitaria, Santa Elena II, Santa Elena III y Álvaro Tinajero, de Electroguayas; Miraflores, Manta II y Jaramijó, de Termomanabí; y Machala II, de Termogás Machala.

Adicionalmente, el gerente general de Celec EP, Gonzalo Uquillas, explicó que con estas acciones “se garantizará el servicio eléctrico para los ecuatorianos en el hipotético caso de que quede fuera de operación la central hidroeléctrica Coca Codo Sinclair como consecuencia del proceso de erosión regresiva en el río Coca”.

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Este tema también ha generado interés desde el sector de la importación de gas natural. Nelson Jaramillo Pita, gerente de Sycar (empresa importadora de gas) que tiene en construcción un proyecto para importar gas a través de barcazas, asegura que “existe una seria posibilidad de que Coca Codo Sinclair salga del sistema para reparación”. Explica que en un año seco, esto traerá una gran demanda sobre el parque termoeléctrico, el cual consume fuel oil, diésel y gas natural. Explica que “si Coca Codo Sinclair sale del sistema, hay un estiaje severo y adicionalmente, el parque termoeléctrico no está listo, habrá apagones”.

Para Jaramillo: “Si al país le toca termo generar, lo debería hacer con el combustible de menor costo, es decir con gas natural y no con diésel. Según sus cifras, que el precio internacional del diésel es de cerca de $ 20 por mmbtu (unidad energética), mientras que el gas natural licuado es de $ 10 mmbtu.

Para Jorge Luis Hidalgo, gerente de Green Power, empresa que busca industrializar el gas local existente, llama la atención el argumento de que el país necesita acelerar la importación porque puede fallar Coca Codo Sinclair. Una solución más ágil y de menor costo sería aumentar la producción local de gas en Campo Amistad.

Dijo que hay evidencia de que en diciembre del 2020 el entonces gerente de Petroamazonas y actual ministro del ramo, Juan Carlos Bermeo, tomó la valiente decisión de invertir en mantenimiento de pozos (desde el 2015 no ha habido inversiones) y con tan solo $ 1 millón se logró levantar la producción 25%.

Explica, además, que Petroecuador ya cuenta con un plan de mantenimiento, desarrollo e inversiones para dicho campo. Según Petroecuador los precios de forma conservadora estarían sobre los $ 4,50 por mmbtu mientras que la importación de gas al tener más fases en la cadena de valor tendría precios de $ 9 a $ 11 por mmbtu. Agrega que cerrar técnicamente Campo Amistad costaría $ 100 millones. En vez de ello, con esos recursos se podría duplicar la producción de Campo Amistad en menor tiempo.

Por ello, asegura, la importación solo debe ser una alternativa complementaria a la producción nacional. Asegura que el Campo Amistad tiene reservas probadas y certificadas (Ryder Scott Company) por 23 mmbep y además existe evidencia de que hay mucho más potencial de gas en nuevos campos del Bloque 6.

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Sin embargo, advierte que se está impulsando “con una envidiable eficiencia procesos de importación de gas” y que a su empresa (Green Power) que ya cuenta con informes favorables no le dan paso. “Hace casi tres meses se envió una propuesta al nuevo gobierno, pero no han tenido respuesta”, dijo.

Hidalgo se refiere a un proceso público privado de selección para el “suministro de GNL, operación y mantenimiento de las centrales Machala I y II; y el desarrollo del ciclo combinado Gas Machala” en el que estaría empeñado el viceministro de Hidrocarburos, Carlos Hernán Suárez Luna.

De las comunicaciones que se han cruzado entre el Viceministerio de Electricidad, el de Hidrocarburos y Petroecuador se concluye que se buscan definir las tarifas respectivas para la utilización del gasoducto Campo Amistad-Termogas Machala, para la iniciativa privada de New Fortress Energy, cuyo consultor es el exministro Carlos Pérez García.

También se buscan establecer las especificaciones técnicas de la infraestructura que se necesite incorporar al gasoducto de modo que permita realizar una conexión segura para la descarga de gas natural desde una unidad FSRU (o barcaza), con su respectivo presupuesto referencial. La opción de mantener un barco anclado, usando infraestructura de Campo Amistad reduce el espacio para el desarrollo de la industria local, explica Hidalgo.

Vías para aprovechar el gas asociado de la Amazonía, en debate

El aprovechamiento del gas que ahora se quema en mecheros del país para la industria es una premisa en la que quienes apuestan por la industria local y los propios importadores están de acuerdo.

Para Nelson Jaramillo Pita, gerente de Sycar, es totalmente cierto que se debe utilizar el gas que se quema en mecheros en la Amazonía. Sin embargo, dice que no se sabe a ciencia cierta cuánto de este gas es metano; cómo se lo puede recuperar antes del estiaje; cómo llevarlo desde la Amazonía hasta Bajo Alto y Guayaquil para alimentar el parque termoeléctrico existente.

Para Pita, sería mejor recuperar ese gas asociado para que sea usado en la misma zona de la Amazonía en el programa de aumento de la producción petrolera. Si se quiere llegar a producir un millón de barriles, dice, se requeriría muchísima energía eléctrica para bombeo y el proceso primario de crudo, así como reinyección de gas para mantener presión en los pozos.

Entre tanto, Jorge Luis Hidalgo, de Green Power, explicó que el gas que puede y debe ser industrializado de la Amazonía se lo puede llevar en cisternas a las termoeléctricas con un costo más bajo que el importado. Además, sostuvo que su empresa le ha propuesto al Ministerio de Energía y Recursos No Renovables que se haga primero una reingeniería de consumo para que se aproveche el gas de mechero de Bajo Alto ya tratado (2 mmpcd) equivalente a 440.000 galones de diésel al mes, y se corrija la ineficiencia de consumo de la Termogas Machala que hoy cuenta con sistema forzado y que produce energía termoeléctrica cara en momentos de abundancia de generación hidroeléctrica.

Para Hidalgo, el gas sobrante de estos procesos de optimización, que además será una cantidad importante, debería destinarse al transporte público, industrias, minería. Solo con esto y con inversiones 100 % riesgo privado, el Estado ecuatoriano recibiría recursos frescos para ser invertidos en mantenimiento y workover del campo Amistad que levantarían la producción hasta que se busque a un operador privado, asegura.