Actualmente el Ecuador importa la mayor parte del Gas Licuado de Petróleo que consume. Con la explotación del gas natural en el Golfo de Guayaquil quiere disminuir la compra del hidrocarburo.



Datos:

•Según un asesor del Ministerio de Minas y Petróleos, el uso de gas natural como combustible de vehículo es más económico. Para recorrer 100 kilómetros en carretera se invierte 6,3 dólares usando gasolina, 3,4 dólares con diésel y 7 dólares con Gas Licuado de Petróleo (costos calculados con precios internacionales).


Con gas subsidiado para los taxistas cuesta 3,33 dólares. Mientras que con gas natural se gastaría 2,2 dólares.

•En 1998 comenzó la actividad de nueva exploración de gas en el golfo de Guayaquil, a través de la compañía Energy Devolopment Company (EDC) en el campo Amistad. Actualmente es la única que explota el hidrocarburo y entrega su producción a la generadora eléctrica Machala Power.

•En los proyectos de compañías mixtas el costo del gas natural está fijado en 6 dólares por millones de metros cúbicos de BTU (MMBTU), cuando en el mercado internacional está a 12 por MMBTU. Enap de Chile y PDVSA de Venezuela trabajan con Petroecuador en la constitución de las empresas.

Antecedentes :

En octubre de 2005 el presidente Alfredo Palacio suspendió la entrega de los bloques 4 y 5 del golfo de Guayaquil a la empresa Sundown-Clipper que había ganado la licitación. En septiembre de 2007 el Ministerio de Minas y Petróleo anuncia que en tres meses abrirá una nueva licitación para la exploración y explotación del gas del golfo de Guayaquil. El 31 de julio de este año el directorio de Petroecuador aprobó la conformación de empresas mixtas con Enap de Chile y PDVSA de Venezuela para los bloques 40 y 4 del golfo de Guayaquil, respectivamente. Las empresas estatales de Chile y Venezuela, Enap y PDVSA, respectivamente, entregaron a Petroecuador sus propuestas para la constitución de las compañías mixtas que se encargarán de la exploración y explotación de nuevas reservas de gas natural en el golfo de Guayaquil.

Enap, que asumiría el bloque 40 del golfo, presentó un proyecto estatutario de 45 hojas para la conformación de la empresa mixta, en la cual propone una división accionario del 55% para Petroecuador y 45% para ellos. “Son estatutos de una sociedad de economía mixta, donde la mayoría la tiene el Estado ecuatoriano y en menor proporción Enap, incluso adjuntan al estatuto el plan de inversiones y ejecución”, explicó Chiriboga, tras indicar que el documento está en análisis y discusión de Petroecuador. Mientras, el estatuto para la conformación de la compañía mixta con PDVSA está en preparación, dijo José Ramón Arias, gerente de la estatal venezolana en el Ecuador.

El ejecutivo afirmó que el texto estatutario lo prepara Petroecuador con asistencia de técnicos de PDVSA. En el proyecto con la empresa chilena, dice que la compañía se denominaría “Compañía de economía mixta Golfo de Guayaquil bloque 40”, y la sociedad duraría 50 años.  El objetivo sería la adquisición e interpretación de sísmica tridimensional (mecanismo para determinar reservas bajo tierra). De confirmarse la existencia de recursos posibles de perforar, se procederá a la perforación de pozos de exploración en el bloque. Las inversiones para sísmica 3D y perforación serán financiadas en su totalidad por Enap Sipetrol (filial de la estatal chilena), por lo que la decisión de continuar con la perforación y explotación será de esa empresa.  1’000.000 de dólares sería el capital suscrito de la compañía mixta que conformen Petroecuador y Enap

El plan detalla la adquisición de un mínimo de 1.000 Km2 de sísmica tridimensional; la perforación de un máximo de tres pozos exploratorios y la perforación de pozos de desarrollo, construcción y montaje de todas aquellas instalaciones y líneas de flujos necesarias para la producción, transporte y  comercialización de los hidrocarburos. Según la propuesta, 2 millones de dólares sería el capital autorizado de la compañía. Solo el capital suscrito sería de un millón de dólares dividido en mil acciones ordinarias y nominativas de 1.000 dólares cada una, de las cuales 550 acciones corresponderán a Petroecuador, y 450 acciones a Enap Sipetrol, dice el texto. Respecto a la comercialización de gas, de encontrarse reservas, la empresa chilena propone que Petroecuador debe, obligatoriamente, comprar el gas, pues ellos corrieron con el riego de inversión.

La compra sería hasta de 4 millones de metros cúbicos diarios (4MMm3/d) al Precio de Gas Equivalente, precio que no podrá ser inferior a seis dólares por millón de BTU, que es el costo actual. En caso de litigio, el tema será en el Centro de Arbitraje de la Cámara de Comercio de Quito, aunque las partes pueden elegir otra instancia. Los estatutos para la compañía mixta con PDVSA están en reserva, aunque el representante de la estatal venezolana en Ecuador solo adelantó que Petroecuador tendrá la mayoría accionaría.


Está previsto que el convenio por la exploración y explotación (de riesgo) costa afuera del bloque 4 sea entregado a Petroecuador este mes. Además, Venezuela está interesada también en el bloque 5. Según el oficio No. GER-002-PDVSA-EC-2008, con fecha 12 de junio de este año, dirigido al ministro Chiriboga, se solicita la asignación de este bloque para actividades exploratorias. Al ser consultado, el funcionario dijo que aún no se ha contestado la carta. Al concretarse la explotación de gas natural en el golfo de Guayaquil el Estado gastaría menos recursos en la importación de Gas Licuado de Petróleo (GLP)  y diésel para las termoeléctricas.

En 4 bloques se hicieron trabajos previos:

Entre 1942 y 1986 se efectuaron trabajos previos en los bloques 4, 5, 39 y 40 del golfo de Guayaquil, pero a decir de Petroecuador no se hicieron estudios estimativos de la cantidad de reservas de gas natural. Según la estatal, entre 1942 y 1970 se perforaron dos pozos en el bloque 4, costa afuera y en tierra firme: uno se declaró seco y el otro con petróleo no comercial. En el bloque 5 se perforaron 20 pozos, casi todos en tierra firme antes de 1961. Cinco pozos fueron declarados secos (sin petróleo) con indicios de gas natural y 4 con muestras de petróleo en cantidades no comerciales, para la época. De los 11 restantes no existen registros.   

Mientras en el bloque 39 se perforaron 3 pozos, costa afuera, y se declararon secos con indicios de gas natural. Y en el bloque 40 se perforaron 2 pozos costa afuera, entre 1970 y 1971. Al primero se lo declaró secó con indicios de gas natural y al segundo con trazas de petróleo, es decir se obtuvo sedimentos con manchas de crudo. La sísmica 2D de los cuatro bloques se realizó entre 1961 y 1986. (ACV)

Fuente: El Telégrafo

3125 lecturas | Ver más notas de la sección Notas Destacadas