La importación de gas natural se dará a través de usar instalaciones de Campo Amistad o a través de una barcaza que abastezca a Termogás Machala. De lo contrario no se podría contar con generación de 130 MW, lo que afectaría al país en época de estiaje (octubre a marzo 2023). Así lo explica Gonzalo Uquillas, gerente de Celec, quien además explica que en el plan para combatir el estiaje se espera esta semana la firma de un decreto ejecutivo para que Celec se encargue de contratar generación de energía con fuel oil. Asegura que no se descarta que se pueda comprar energía a Colombia, pero con cuentagotas, es decir, poca energía y a alto costo.

El ministro Santos ha dicho que aún siguen pensando en la importación de gas. ¿Qué ha dicho el técnico y cómo avanza este proceso?

La verdad es que la necesidad existe, no es un capricho. Usted sabe que Termogás Machala tiene siete turbinas: cinco son pequeñas por 20 megavatios cada una y pueden utilizar diésel o gas. Las otras dos de 65 MW (130 MW en total) que son de tipo industrial y solo pueden usar gas, no son duales. Para poder usar estas dos turbinas solo tengo 15 millones de pies cúbicos a $ 3,49 por millón de BTU. Me faltan 45 millones de pies para que funcionen a toda su capacidad las dos turbinas a gas. Entonces hay que escoger entre apagones si no tenemos esos 130 MW en servicio, o traer el gas importado y tenerlo disponible por seis meses. Celec es el mayor cliente de gas por la Termogás Machala y porque queremos convertir la central térmica Enrique García de 100 MW en dual. Si pongo todo eso, la demanda de gas de Celec puede estar en 120 pies cúbicos diarios. Ahora, yo como cliente le consulto a Petroecuador y ellos indican que están lanzando una licitación, para buscar un socio estratégico. Pero indican que en cuatro o cinco años podrán tener los 60 millones de pies cúbicos.

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¿Esta señal podría restar interés en la licitación de Amistad?

Es solo por seis meses, y más bien es al revés. Esto es una señal que somos un cliente que tiene necesidad, para luego firmar por diez a quince años, con gas nacional, en vez de utilizar diésel importado.

¿Cómo va a funcionar este contrato de seis meses?

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Las opciones de entrega son dos. La primera opción es un buque FSRU metanero. Que si se confirman los estudios del experto que está contratando Celec, el cual trabajó en Machala Power y conoce las instalaciones, entonces se lo podrá hacer. Ahora Petroecuador debe entregar la información del campo Amistad, el experto hacer la investigación de manera inmediata y esperamos que en 30 días dé el criterio final.

¿Cuál es el problema que habría según Petroecuador, por el cual ellos no recomiendan utilizar la infraestructura de Amistad?

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El gerente de Petroecuador, Ramón Correa, está claro que hay que tener una opinión independiente sobre el gas. Si se confirma lo del informe de Petroecuador, entonces queda descartada esta opción. Pero si eventualmente señala que sí es posible, Petroecuador optará por importación de gas mediante esta opción de un buque que se conecta a la tubería y se abastece a Termogás.

¿Pero usted conoce los argumentos de Petroecuador, que dicen que no se puede?

Hay diversos criterios, uno parece un poco lírico, como si los pozos fueran personas. Dicen: “los pozos son celosos”. Pero las dos problemáticas técnicas que habría es que hay diferencia de humedad entre el gas que sale de los pozos y el que viene del buque y luego la diferencia de presiones.

¿Se decía que el gas que sale del pozo venía con impurezas y el otro es más limpio, esto también afecta?

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Eso es lo que tiene que determinar el técnico. Pero si esto se descarta, hay una segunda alternativa que la estudia Petroecuador. Es una alternativa de barcazas de gas natural licuado, pero que tiene la conveniencia de ubicarse cerca de la Costa a 7 kilómetros y entregar el gas con una manguera flexible. Esto es una solución que está disponible de manera inmediata, pero es más costosa que la otra.

¿Cuál sería el precio al que deberíamos pagar por este gas?

El precio del gas en la primera opción con buque FSRU sería cuatro o cinco veces más caro que se le compra a Petroecuador, es decir, $ 15 o $ 16 el millón de BTU. Si tuviera un costo de largo plazo sería mejor. El diésel sería más caro, a $ 23 o $ 24 el millón de BTU.

¿Qué pasa si el técnico dice que no es posible usar las facilidades de Amistad?

Si el técnico dice que no, está la opción 2, que es contratar la barcaza de mangueras flexibles, que sería más costosa que la opción con Campo Amistad, pero menos costosa que el diésel y por su puesto mejor que no tener energía.

¿Las licitaciones cuándo saldrían?

La idea es que ese gas debería estar disponible en noviembre de este año. Será un contrato de seis meses, esto le llevan adelante el gerente de Comercio Internacional, Reynaldo Armijos, y el gerente general, Ramón Correa, de Petroecuador.

Pero también están pensado en barcazas de fuel oil, ¿cómo está este tema?

La semana pasada estuvimos en Presidencia, y se confirmó la necesidad de garantizar 300 MW adicionales, si no hacemos esto, estaríamos operando un sistema con cero de reserva. Si ocurriera una contingencia habría restricciones. Debe ser generación termoeléctrica con motores que funcionen con fuel oil, y no puede ser ni con gas, ni con diésel. Por ello, Celec hará otra licitación internacional, transparente, aunque el contrato lo firmarían quienes reciben la energía, es decir, las distribuidoras. Creemos que esto se puede contratar a mediados de diciembre, pueden ser dos soluciones: power ships o contendores en tierra. El mapa de ruta es tener un decreto firmado por el presidente de la República, Guillermo Lasso. Celec llevaría adelante la licitación por la provisión de energía eléctrica por 300 MW por un año, con posibilidad de que se extender o renovar. Considero que se requerirá por cinco años, pues la hidroeléctricas Santiago y Cardenillo estarán en cinco años y la demanda crece al 10 % cada año. Estos se ubicarían cerca de Pascuales, Exclusas, Trinitaria y Salitral. Esta alternativa cuesta $ 200 millones. La idea es lanzar a finales de mes el concurso, ya ha habido ofertas de interés de algunas empresas. En octubre se firmaría y a mediados de diciembre ya estaría firmado.

Pero también hay la necesidad de mejorar el parque térmico. ¿Ha habido avances?

Hay dos temas importantes para ver: el uno es la generación que es fundamental , pero también el tema de la transmisión que hay que atenderlo especialmente en Guayaquil, Machala, Durán y Cuenca. El crecimiento de la demanda entre el año pasado y este es del 10 %. A más del consumo de personas y empresas, también está la necesidad de electrificación del sector camaronero, minero, la electromovilidad. Se debe hacer una política de Estado para que los siguientes gobiernos lo apliquen. Entonces es necesario ver como se han ido saturando los transformadores de estas ciudades. Así por ejemplo hemos trasladado el transformador de 225 MW de Quevedo a Durán. En el caso de la subestación Cuenca, se puso un transformador nuevo de 150 MW. Esto estará listo para las fiestas de Cuenca. Adicionalmente superamos otro problema, pues esta restricción impedía que Delsintanisagua pueda producir la totalidad de su capacidad. Hay muchas otras iniciativas en transmisión. En la parte de generación, la expectativa de importación desde Colombia tampoco está descartada, pero va a haber cantidades más pequeñas y muy costosas.

Pero el ministro Santos dijo que no era posible, que el presiente Gustavo Petro negó esta posibilidad. ¿Cuál mismo es la situación?

Hay que recordar que el mercado colombiano es distinto al del Ecuador, en este mercado los agentes son privados, si ellos tienen un excedente van a estar interesados en vendernos.

Pero, entonces, no era necesario hablar con Petro?

En el tema político, en el estiaje anterior, la entonces viceministra por encargo del ministro hizo una gestión política y permitió en vez de 240 MW, importar 450 MW, gracias a que se levantaron las restricciones en la autopista que permite ese intercambio. Nunca están demás estas gestiones, más allá de que sean Gobiernos de tinte totalmente distinto.

¿Cuánto más va a generar el parque térmico?

Se ve la recuperación del parque termoeléctrico, pues estamos invirtiendo $ 309 millones en repuestos, en insumos, nueva infraestructura de generación. Varios mantenimientos se han cumplido. Pero hay que resaltar la recuperación de Termoesmeraldas 1 que estaba indisponible desde el año pasado. Ese proceso ya tiene el avance del 50 % y está previsto que termine el 15 de octubre. Hemos logrado concretar la compra de 54 MW para la central Quevedo. La mitad de Quevedo se había llevado a ITT y Cuyabeno. Se están comprando 32 motores de fuel oil de 54 megavatios nuevos. Estos estarán en el primer trimestre del 2024, pero se está buscando que lleguen en diciembre. Esto tiene un costo de $ 65 millones.