11 de marzo de 2018 00:00

El complejo de gas de Monteverde opera al 38% de su capacidad total

La provisión de las esferas de almacenamiento de gas de Monteverde se encargó a la firma estadounidense Chicago Bridge & Iron Company. Foto: Mario Faustos / EL COMERCIO

La provisión de las esferas de almacenamiento de gas de Monteverde se encargó a la firma estadounidense Chicago Bridge & Iron Company. Foto: Mario Faustos / EL COMERCIO

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Evelyn Tapia

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La terminal de producción de Gas Licuado de Petróleo (GLP) Monteverde, construida por la estatal Flota Petrolera Ecuatoriana (Flopec) y operada por Petroecuador, es una obra subutilizada.

La planta, ubicada a 10 minutos de la playa de San Pablo, en Santa Elena, fue diseñada para producir una mezcla de 6 000 toneladas métricas de GLP o gas de uso doméstico cada día. Pero genera 2 300 toneladas diarias.

“El país no necesita más gas que esa cantidad”, que actualmente se genera y se despacha desde este sistema a la terminal Chorrillo, ubicada en la vía a Daule (Guayaquil), precisó Jimmy González, intendente de la terminal Monteverde.

Es decir, el sistema trabaja al 38,3% de su capacidad.
Además, la infraestructura cuenta con esferas y tanques de almacenamiento con un espacio para 60 000 toneladas, que permiten garantizar reservas por 26 días.

A 800 metros de la terminal donde se produce el GLP está el muelle, donde atracan los buques que llegan con el propano y butano, que sirven para producir el combustible.

El puerto tiene 23 metros de profundidad, es decir, es uno de los muelles con mayor calado del mundo. Se diseñó así para recibir barcos de gran tamaño (de hasta 75 000 toneladas de peso muerto). “El puerto fue un desafío técnico”, dijo el exmandatario Rafael Correa, cuando inauguró la obra en junio del 2014.

Sin embargo, debido a la demanda de gas del país los buques que llegan son más pequeños y enfrentan dificultades para atracar en el muelle.

Jaime Quintana, supervisor de Operaciones Marítimas de Monteverde, dijo que las naves tendían a moverse y golpearse contra la plataforma de descarga de gases, pues no encajaban en el espacio construido.

Un informe de la consultora Worley Parsons, elaborado en el 2016 para Petroecuador, advirtió que por esta situación la plataforma está expuesta a altos daños estructurales. “Pone en peligro la seguridad del personal, ambiente y activos”.

Quintana indicó que se debieron poner barreras de defensa provisionales. Gracias a eso el impacto es menor, pero “es una solución provisional”.

Una vez que los barcos zarpan, personal de Petroecuador revisa las estructuras para “comprobar que nada se haya desajustado en la plataforma”.

Se requiere instalar duques que sostengan los barcos, para que no choquen con la plataforma. Según Petroecuador, esto demanda USD 5,6 millones en inversiones este año.

La obra, además, cuenta con infraestructura para exportar gas, como una tubería para enviar el GLP desde la terminal Monteverde hasta el muelle, adonde llegan los barcos extranjeros. Pero no se ha enviado derivado al exterior desde que se inauguró el sistema.

Roberto Sandoval, asesor jurídico de Flopec, justificó la semana pasada, tras una consulta de este Diario, que la dimensión de la obra fue necesaria para garantizar reservas de gas de hasta por 20 días para “eliminar la posibilidad de desabastecimiento”.

Eso pese a queel país inició en el 2014 un plan para reemplazar las cocinas de gas por inducción, programa que fue relanzado la semana pasada.

El actual ministro de Hidrocarburos, Carlos Pérez, consideró hace unas semanas que no era necesaria una obra tan grande. Dijo que Monteverde demandó una inversión de USD 606 millones, pero está subutilizado. Ahora el plan es convertirlo en un centro internacional de acopio y distribución de combustibles.

El funcionario consultó a Danilo Moreno, exgerente de Flopec, por qué se hizo una obra de esas dimensiones. La respuesta que obtuvo -según dijo- fue que en la edificación se siguieron las instrucciones dispuestas, entonces, “por la Presidencia de la República”.

Amenos de dos años de haber comenzado a operar, Worley Parsons detectó 51 fallas en esta obra a cargo de Flopec.

Según la consultora, no se realizaron procesos de comisionado (prueba de funcionamiento) en algunos sistemas. Pero Sandoval indicó que para entregar las obras a Petroecuador se formaron comisiones para constatar que los sistemas están en funcionamiento.

Worley Parsons calculó que se requería una inversión de USD 39 millones para arreglar estos puntos. Pero, según Petroecuador, se corrigió el 90% de esos problemas con una inversión promedio anual de USD 200 000, desde el 2014.

El informe de Worley Parsons detalla tres puntos críticos. El primero es la instalación de duques de atraque. Segundo, un sistema de protección catódica para evitar que se corroan los pilotes metálicos del muelle, que costará USD 11 millones. Y tercero, un sistema de enfriamiento (‘cool down’) para las tuberías que transportan gases que, aunque se instaló, nunca operó.
De estos, González dijo que la administración resolvió solucionar solo los dos primeros.

Sin embargo, para Worley Parsons el ‘cool down’ era fundamental. “Al no estar operativo ese sistema hay alta posibilidad de choque térmico en las líneas y que se tengan sobreesfuerzos, que pueden tener consecuencias de escenarios catastróficos”. Esto se traduceen pérdidas de producto que tiene que ser quemado en la TEA, con pérdidas anuales de USD 400 752.

Petroecuador no concuerda con ese análisis. “No se generan pérdidas. El ‘cool down’ aportaría a enfriar el producto, pero creemos que no es necesario porque hacemos una recepción de producto controlado en tanque y eso minimiza mermas en TEA”.Aunque han pasado casi dos años desde el informe de Worley Parsons, recién este año se contratarán obras para solucionarlos. El trabajo concluirá entre 2018 y 2019. “No se han solucionado aún porque son complejos y costosos”, dijo González.

En contexto

La construcción de la terminal marítima en Monteverde (el muelle, la planta de almacenamiento de gas de uso doméstico y los procesos de mezcla) estuvo a cargo de Flopec. La operación y mantenimiento pasaron a la petrolera estatal en junio del 2014.

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