La búsqueda de inversión privada para incrementar la producción de gas natural en el campo Amistad no se concretó. La única oferta que se presentó para esta área hidrocarburífera, que fue parte de la ronda Oil&Gas, no cumplió con las expectativas oficiales.
En la oferta se planteó un precio de USD 28 millones por cada pozo perforado; la empresa pública Petroamazonas, que opera este campo, estimaba un costo de USD 15 millones. Con este valor referencial se tenía previsto construir entre cuatro y seis de estas infraestructuras para cubrir la demanda de este derivado.
Pero al no recibir propuestas rentables en la ronda que concluyó en octubre pasado, Petroamazonas optará por un plan alternativo, refirió su gerente, Álex Galárraga. “Los costos eran demasiado altos y no se justificaban económicamente, por las reservas que tiene este campo”.
Ahora el propósito de Petroamazonas es importar gas natural desde Perú. La petrolera firmó en noviembre pasado un memorando de entendimiento con la empresa Frontera Energy de ese país, para llegar a una posible negociación.
Para enero del próximo año se espera tener resultados preliminares de este proceso. Ahí se conocerá información de los análisis técnicos de las reservas y de la prefactibilidad económica de esta compra.
De Perú se esperan inicialmente 20 millones de pies cúbicos de gas natural y luego, a partir del 2022, la meta es obtener 50 millones de pies cúbicos de este recurso.
El gas se enviará desde el campo Corvina de ese país, a través de una tubería submarina de 18 kilómetros hacia la plataforma principal de Amistad, y luego a la planta de deshidratación de gas natural, en Bajo Alto, provincia de El Oro.
Para Fernando Santos, exministro de Energía, está demostrado geológicamente que el país “no tiene las condiciones para producir más de este recurso natural”, por lo que la opción es la importación.
Según Petroamazonas, este campo es rentable económicamente hasta el 2024.
A pesar de la inversión de USD 545,9 millones que hizo el Gobierno anterior entre el 2011 y 2017, para subir la producción hasta los 100 millones de pies cúbicos, este campo se encuentra en declinación.
Actualmente, en esta área se producen 30 millones de pies cúbicos de gas natural por día. Esto sirve para satisfacer la demanda de la planta de Bajo Alto, que entrega este derivado a los industriales y para la generación de energía eléctrica.
Pero en el corto plazo está previsto que la demanda aumente. Entonces, se requerirán 90 millones de pies cúbicos de gas natural cada día.
Esto se destinará a la Corporación Eléctrica del Ecuador (Celec), a la planta de Bajo Alto y al proyecto privado Vesubio.
En marzo pasado, se estimaba que la demanda se incremente en el último trimestre de este año, pero factores externos modificaron este plazo.
Entre ellos, que el proyecto de la Celec para generar energía con este derivado en la central Termogas Machala aún no concluye. La planta de Bajo Alto no opera al 100% de su capacidad debido a fallas identificadas en esta obra. Y finalmente, el contrato de Vesubio se encuentra en revisión en la Contraloría General del Estado (CGE), por pedido de Carlos Pérez, ministro de Energía y Recursos Naturales no Renovables.
Estas circunstancias externas, según Galárraga, han dado “un respiro” a la petrolera para buscar opciones y ampliar la oferta de este derivado.
Petroamazonas tiene planificado que la próxima semana concluya la conexión de un pozo, que fue perforado en el 2014, a la plataforma principal Amistad. En total, este campo contará con siete pozos productores.
Esto permitirá que esta área produzca alrededor de 38 millones de pies cúbicos de gas natural para suplir la demanda de los proyectos que están funcionando y tienen permiso para adquirir este derivado. Es decir, Bajo Alto y otros proyectos de la Celec.
Andrés Robalino, director de la Cámara de Industrias, Producción y Empleo de Cuenca, expresó que debido al estado de operación de la planta de Bajo Alto no se recibe todo el derivado requerido. El recurso es demandado por 10 empresas. Por esto, algunas compañías han optado por emplear parcialmente diésel para cumplir con sus procesos productivos, indicó el directivo.