Aporte Santiaguino

Cálculo Preliminar de la Tasa de Retorno Energético (EROI) del Petróleo Ecuatoriano

Jorge Amores Rivas¹ Eduardo Gutiérrez Gualotuña¹ Guillermo Vinueza Muñoz² Gabriela Torres Rodríguez²

¹Departamento de Energía y Mecánica, Universidad de las Fuerzas Armadas ESPE. Sangolquí, Ecuador
²Agencia de Regulación y Control Hidrocarburifero del Ecuador-ARCH.

Correspondencia:

Eduardo Gutiérrez Gualotuña
ergutierrez@espe.edu.ec
Fecha de recepción: 12/03/2020 - Fecha de aceptación: 21/05/2020

Resumen

Ecuador en 1972 transformó su economía agrícola a una dependiente de los ingresos de la exportación de petróleo. Sin embargo, se prevé una disminución agravada por un mayor costo energético de extracción. La tasa de retorno energético (EROI), implica que cuanto menor sea su valor, menor será la energía neta a favor de la sociedad. Como metodología se utilizó el enfoque basado en el protocolo de David Murphy. El objetivo de la presente investigación es realizar un cálculo preliminar del EROI del petróleo ecuatoriano, a nivel país y por bloques, obteniendo resultados preliminares de EROI para los Bloques 7, 10, 15, 16, 21, 46, 47, 56, 57, 60, 61, 62 y 67, y del Ecuador. Se verifica que el EROI decrece de una relación 43 : 1 a 27 : 1 en doce años, conforme la densidad API y el porcentaje de BSW del crudo extraído es mayor. Se concluye que el Ecuador, invierte cada vez más recursos, especialmente combustible para generación eléctrica, en doce años incrementó en un 65 %.

Palabras Claves:

BSW; Densidad API; Ecuador; EROI; Petróleo

Introducción

Al inaugurar el Sistema del Oleoducto Transecuatoriano (SOTE) para un crudo de 30 grados API en 1972, el Ecuador transformó su economía agrícola, en una dependiente de los ingresos de la exportación del petróleo ( Petroecuador EP, 2015). Sin embargo, este recurso es no renovable y por lo tanto finito, por lo cual la eventual disminución de la producción de hidrocarburos, además se ve agravada, debido a que la cantidad de recursos invertidos que se requiere para obtener un barril de petróleo, es cada vez mayor, ya sea por factores como la densidad del crudo, la concentración de agua y sedimentos, entre otros ( Parra, 2018).

Un indicador para analizar o establecer el retorno de la inversión en términos de energía, se conoce como la Tasa de Retorno Energético. En 1979, el Dr, Charles Hall, define el índice denominado Energy Return on Invesment EROI (Tasa de Retorno Energético), que se define como la relación entre la energía obtenida de un proceso determinado y la invertida para conseguirla Hall et al. (2013). Para entender lo que representa este índice.

Si el EROI tiene una relación de 90 : 1, significa que por cada barril invertido se obtiene 90 barriles, si el EROI es cada vez más cerca de 1 : 1, representa un escenario alarmante ya que no hay una ganancia a favor de la actividad.

La tendencia del EROI específicamente para el petróleo y el gas a nivel mundial presenta una tendencia decreciente a lo largo del tiempo ( Gagnon et al., 2009). En los lugares donde se presentan estudios podemos mencionar; Noruega, el EROI del petróleo era 46 : 1 en 1996, a aproximadamente 20 : 1 en 2009 Grandell et all. (2011). En Daqing China el EROI del petróleo descendió de 23 : 1 en 2001 a 18 : 1 en 2009 Huetal. (2011). En Estados Unidos, el EROI del petróleo y gas pasó de 15 : 1 en 1919 a 11 : 1 en 2007 Guilford et al. (2011). En Canadá, el país con las mayores reservas de petróleo en arena bituminosa, el EROI del petróleo y gas alcanza su punto máximo a inicios de los años setenta, siendo alrededor de 79 : 1 y desciende en 2009 a 20 : 1 Freise (2011). En Rusia, el EROI1d del petróleo cambia de 36 : 1 en 2005 a 30 : 1 en 2012 Safronov y Sokolov (2014).

Hasta donde se conoce, el único estudio de la tasa de retorno energético de la extracción de petróleo en Ecuador, fue hecho por Parra (2018), quien analizó el sistema de extracción de petróleo exclusivamente del año 2016, utilizando el enfoque MuSIASEM.

La presente investigación tiene como objetivo, realizar un cálculo preliminar de la tasa de retorno energético EROI del petróleo ecuatoriano, analizando el caso Ecuador, y particularmente los Bloques 7, 10, 15, 16, 21, 46, 47, 56, 57, 60, 61, 62 y 67, utilizando un enfoque basado en la metodología propuesta en el protocolo de ( Murphy et al., 2011).

Para el análisis se debe tomar en cuenta que el suministro de energía eléctrica en los bloques etroleros de la Región Amazónica proviene en su totalidad de sistemas de generación térmica, sin embargo, a finales del 2017, los Bloques: 15, 18, 56, 57, 60 y 61 administrados por Petroamazonas EP ( Cela, 2018), se conectaron por primera vez al Sistema Nacional Interconectado (SNI) a través de su interconexión con el Sistema Eléctrico Interconectado Petrolero (SEIP) agregando alrededor de 40 [MW] ( Petroamazonas, 2017) como parte de un proyecto de optimización de eficiencia energética y generación eléctrica ( Petroamazonas , 2015), sin embargo, en el 2018 esto sólo corresponde al 5 % de la potencia total instalada en Petroamazonas EP y es apenas el 3 % de lo requerido por todo el sector petrolero con respecto a las empresas de exploración y explotación de hidrocarburos en el Distrito Amazónico.

Las empresas operadoras diseñan la infraestructura y capacidad instalada de sus propios sistemas de generación eléctrica de acuerdo a su demanda energética y disponibilidad de combustible. La energía total eléctrica producida por las empresas petroleras autogeneradoras dedicadas a exploración y explotación de hidrocarburos en doce años se incrementó en aproximadamente 62 % y en 2018 ese valor fue de 3 645 [GWh]. Para tener una mejor idea de la magnitud e importancia de este resultado, en ese mismo año las centrales hidroeléctricas que generaron una cantidad de energía eléctrica cercana fueron Coca Codo Sinclair con 6 201 [GWh], Paute con 4 904 [GWh] y Sopladora con 2 138 [GWh] ( ARCONEL, 2018).

Materiales y Métodos

Como metodología se utilizó el enfoque basado en el protocolo de ( Murphy et al., 2011), al igual que lo hace ( Safronov y Sokolov , 2014; Hu et al., 2011; Wang et all. , 2017; Poisson y Hall , 2013; Cleveland y O’Connor, 2011). Este es un procedimiento preliminar que proporciona una guía para el análisis del EROI, dependiendo de las diferentes consideraciones a cada límite de entrada y de salida de energía del recurso estudiado, que para el caso es el petróleo fiscalizado. En la presente investigación, el EROI en términos generales relaciona el valor obtenido de un proceso y lo invertido o consumido en ese determinado proceso. En base a Murphy y la información obtenida, se ha optado por el EROI1d.

El EROI1d, se define como la relación entre la energía obtenida Eo, y la energía directa invertida Ei. Para el límite de entrada se utiliza el consumo de combustibles para generación eléctrica Ei y como límite de salida, la producción fiscalizada Eo.

La energía obtenida Eo, es el volumen de la producción fiscalizada, en términos energéticos como toneladas equivalentes de petróleo (TEP), la cual es medida previamente al ingreso al Sistema de Oleoductos Transecuatoriano (SOTE) y al Oleoducto de Crudos Pesados (OCP) a través de unidades Lease Automatic Custody Transfer LACT (transferencia de custodia automática de arrendamiento) y Automatic Custody Transfer ACT (transferencia de custodia automática).

La información que sirve como material para esta investigación fue aportada por la Agencia de Regulación y Control y Hidrocarburífero (ARCH), Regional Centro Oriente ARCH y Regional Sucumbíos ARCH, y los datos disponibles en las bases estadísticas de acceso público de ( ARCH, 2020); Agencia de Regulación y Control de Electricidad (ARCONEL) 2018; Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables ( MERNNR., 2019).

La energía directa invertida Ei, se ha considerado el consumo de combustibles, como por ejemplo, diésel, diésel 2, gas natural, residuo, crudo, glp y nafta, invertidos en las centrales de generación térmica (Wartsila, Waukesha, Jenbacher, etc) para producir electricidad, la misma que es utilizada para procesamiento de Basic Sediment and Water BSW (concentración de agua y sedimentos), tratamiento térmico de crudo, bombeo eléctrico de fondo de pozo, separación trifásica o bifásica de crudo, sistemas de inyección a pozos, planta topping, transporte de crudo hasta los puntos de transferencia de custodia de petróleo, uso en campamentos y oficinas ( Parra, 2018).

La figura 1 refleja las condiciones de frontera establecidos para la relación del EROI analizado, y la figura 2 ubica los Bloques analizados en el mapa petrolero del (Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables ( MERNNR., 2019) (figura 2), cabe resaltar que este grupo de bloques seleccionados en el 2018 aportaron al país con alrededor de 68 % de la producción nacional de crudo en campo. En la tabla 1, se indica la clasificación del petróleo según la densidad API ( Petroleum, s. f ).

Resultados

Se muestran los resultados obtenidos del cálculo preliminar del EROI −1d en tres subsecciones, primero el caso Ecuador, segundo los Bloques administrados por el sector privado, y tercero los Bloques administrados por el sector público.

Caso nacional

En la tabla 2, se presentan datos consolidados del sector petrolero ecuatoriano, desde el año 2007 al año 2018. Se evidencia que la producción fiscalizada crece hasta el año 2014, luego de lo cual comienza a disminuir. Sin embargo, el consumo de combustible para generación eléctrica muestra un crecimiento constante. Dentro de los distintos combustibles empleados, el crudo es el recurso cuyo consumo ha presentado un incremento en los últimos seis años del 57 %. Para ello, hay que considerar que las empresas petroleras de exploración y explotación de hidrocar- buros, pueden en según con las cláusulas 8,1,7 y 8,3,8 del Contrato de Prestación de Servicios para la Exploración y Explotación de Hidrocarburos, utilizar sin costo el petróleo crudo y gas asociado para las operaciones, en especial para, la generación eléctrica, esto se evidencia en el modelo de contrato publicado por la Secretaría de Hidrocarburos del Ecuador ( SHE, 2013). En base a los resultados, Ecuador en 2007 presentaba un EROI de 43 : 1 y en 2018 decreció a 27, en promedio en este periodo de tiempo el EROI estuvo alrededor de 36 : 1.

Bloques administrados por el sector privado

A continuación, se presenta los Bloques 10, 16-67, 46-47 y 62 administrados por el sector privado.
Bloque 10. En el año 2007 su producción de crudo en campo era el 5 % del total a nivel nacional, en el año 2018 ese valor representaba el 7 % ( ARCH, 2020). En la tabla 3, se observa, que maneja un crudo tipo pesado con una densidad promedio de 18, 7ºAPI y 94, 7 % de promedio de BSW. En el periodo comprendido entre 2007 y 2018, el EROI se ha mantenido en el intervalo 31 : 1-11 : 1.

Bloques 16 y 67. En el año 2007 la producción de crudo en campo de los Bloques 16 y 67 era el 13 % del total producido a nivel nacional, en el año 2018 ese valor fue de 4 %. La tabla 4, presenta datos de la producción de los Bloques 16 y 67. Se puede visualizar, que el grado API del crudo en el área operada es en promedio 15, 1ºAPI, que se considera como crudo pesado según la clasificación API. Los datos de porcentaje de BSW tienen un promedio de 96, 8 %. En el periodo comprendido entre 2007 y 2018, el EROI se ha mantenido en el intervalo 15 : 1- 5 : 1.

Bloques 46 y 47 En el año 2018 su producción de crudo en campo fue del 3 %. Las características de producción de los Bloques 46 y 47 se indican en la tabla 5. En promedio, el porcentaje de BSW es de 54, 6 % y su densidad 23, 5º API calificando al crudo como semipesado. Esta empresa no emplea crudo para generación eléctrica, en el periodo comprendido entre 2007 y 2018, el EROI ha estado por encima de 86 : 1.

Bloque 62. El Bloque 62 en el año 2007 su producción de crudo en campo era el 9 % a nivel nacional, en el año 2018 ese valor descendió 7 %. En la tabla 6, se presentan los datos del bloque 62, este bloque opera con un porcentaje de BSW promedio de 93, 5 % y un crudo tipo pesado de densidad promedio de 21, 0ºAPI y creciente. En el periodo comprendido entre 2007 y 2018, el EROI se ha mantenido en el intervalo 20 : 1-12 : 1.

Bloques administrados por el sector público

A continuación, se presentan los Bloques 7, 15, 21, 56, 57, 60 y 61, administrados por el sector público.

Bloque 7. El Bloque 7 en 2007 aportó con el 3 % de la producción de crudo en campo y en 2018, con el 4 %. En la tabla 7, se visualiza que la energía requerida ha crecido constantemente, incluso llegando a casi doblar la consumida en el 2016 con respecto al 2014. El porcentaje de BSW registra un incremento desde 2012 con 78, 0 % al 2018 con 88, 3 %. Por otro lado, el crudo tipo semipesado extraído, cambió de 24, 3ºAPI en 2013, a 23, 3ºAPI en 2018. La disminución del EROI desde 2012 se debe, entre otras causas, al aumento del BSW y a la densidad API. En el periodo comprendido entre 2007 y 2018, el EROI ha presentado valores superiores a 23 : 1.

Bloque 15. La producción de crudo en campo del Bloque 15 en 2007 representaba el 17 % y en 2018 el 4 %. En la tabla 8 se puede destacar lo siguiente, la reducción de producción y la energía intida desde 2011 se debe a la división del bloque, en base a la densidad API, el crudo extraído es tipo pesado, el BSW cambió de 51, 7 % a 81, 2 % en diez años, y por último en el periodo comprendido entre 2007 y 2018, el EROI se ha mantenido en el intervalo 59 : 1-15 : 1.

Bloque 21. El Bloque posee un solo campo que produjo el 3 % en 2007 y el 1 % en el 2018 a nivel nacional. En la tabla 9, se evidencia que el tipo de crudo de este bloque es pesado, con una densidad promedio decreciente de 17, 2ºAPI. El BSW pasó de 79, 80 % a 91, 8 % en diez años. En el periodo comprendido entre 2007 y 2018, el EROI se ha mantenido en el intervalo 54 : 1-18 : 1.

Bloque 56. La producción de crudo en campo, de manera general representa aproximadamente el 1 % del país. En la tabla 10, la densidad promedio resulta en 28, 9ºAPI, etiquetándolo como petróleo tipo semipesado, el porcentaje de BSW registra valores desde 20, 3 % hasta 50, 2 % en nueve años. En el periodo comprendido entre 2010 y 2018, el EROI se ha mantenido por encima de 38 : 1, teniendo un comportamiento variable, por lo cual, es necesario además de la densidad API y %BSW, integrar variables, como envejecimiento de los pozos, tecnología de extracción y procesamiento, eficiencia de la operación, entre otros, para analizar por completo la variación del EROI.

Bloque 57. El Bloque 57, en 2007 aportó con el 16 % de la producción nacional de crudo en campo y en 2018 con el 14 %. En la tabla 11, la producción fiscalizada y el consumo de combustibles presentan un comportamiento en crecimiento, además, entre la densidad API y el porcentaje de BSW del Bloque, este último, registra valores en aumento desde 52, 8 % hasta 80, 1 % en 2018. En el periodo comprendido entre 2010 y 2018, el EROI se ha mantenido en el intervalo 72 : 1-32 : 1, si bien tiene una tendencia negativa, no presenta una disminución constante, esto puede ser causa, de mejoras en la eficiencia energética, en los sistemas de generación y tecnologías de explotación.

Bloque 60. El Bloque 60 posee sólo el campo Sacha, que produjo en 2007 el 9 % y en 2018 el 13 % del crudo en campo nivel nacional. En la tabla 12, se distingue un crudo semipesado, con una densidad promedio de 26, 00ºAPI y un porcentaje promedio de 52, 7 % de BSW. La densidad API, tiene una tendencia decreciente. En el año 2016, este bloque pasa a ser operado por otra empresa. Este cambio, seguramente, influyó en el comportamiento del EROI, el cual es afectado también por factores como la eficiencia de la operación, antigüedad del campo, tecnología, entre otros. En el periodo comprendido entre 2012 y 2018, el EROI se ha mantenido en valores superiores a 45 : 1.

Bloque 61. La producción de crudo en campo del Bloque 61 en 2007 era 6 %, en 2018 el 12 % a nivel nacional. En la tabla 13, se distingue un porcentaje de BSW, con 51, 3 % de promedio, sin embargo, ha crecido a partir del 2016. El grado API indica que es un crudo semipesado, con una densidad promedio de 24, 7º API. El EROI1d disminuye fuertemente, de 79 en el 2016, a 50 en el 2018, se debe recordar que desde 2016 cambió de empresa operadora. Sin embargo, de la información obtenida y presentada, el porcentaje de BSW es una de las principales razones de la tasa de disminución. En sólo tres años incrementó en 17 %. En el periodo comprendido entre 2015 y 2018, el EROI presenta valores superiores 50 : 1.

Discusión

La figura 3, permite observar la tendencia del EROI1d en todos los Bloques que operan con petróleo tipo semipesado y en la figura 4, se puede visualizar el EROI1d de los Bloques que operan con petróleo tipo pesado. En ambas figuras, la tendencia es decreciente. Al comparar las figuras 3 y 4, se evidencia una mayor variabilidad del EROI1d en los bloques que extraen petróleo tipo semipesado, en comparación con aquellos que explotan petróleo tipo pesado. Para comprender este comportamiento, es necesario destacar el establecimiento y permanencia de las empresas operadoras en los Bloques 10, 15, 16, 46, 47, 62 y 67, en el periodo 2007 − 2018, por lo contrario, en los Bloques 7, 21, 56, 57, 60 y 61 en el período 2007?2013, fueron operados por distintas empresas del sector público y por el sector privado, e incluso se hizo presente la actividad de una empresa de economía mixta en el caso del Bloque 60, para luego pasar a una única empresa pública de exploración y explotación de hidrocarburos. Considerando esto y lo observado en la figura 3, las empresas administradoras de los Bloques cuya densidad API a boca de pozo, es tipo petróleo pesado, han ejecutado acciones a favor de la eficiencia, ante la dificultad de transportar un crudo con tal nivel de grado API, a esto se adhiere, el reto de la inversión energética para el procesamiento de petróleo crudo con un porcentaje de BSW superior al 70 %.
La figura 5 evidencia el notable crecimiento en la concentración de agua y sedimentos en cada uno de los bloques, y la figura 6 muestra la evolución del grado API, de manera general los bloques presentan una tendencia negativa, por lo cual, el transporte del petróleo representa mayor dificultad, aunado a lo observado anteriormente.

La relación entre la producción e inversión energética, generalmente es directamente proporcional, es inverosímil, sin embargo, al observar la figura 6, la energía invertida o consumo de combustibles para generación eléctrica ha mantenido un constante crecimiento en los doce años analizados, a pesar de ello, la energía obtenida o producción fiscalizada en los intervalos 2008 − 2011 y 2014 − 2018, el comportamiento es inverso al incremento de la inversión, este

escenario, posiblemente es causado por problemas técnicos en las operaciones extractivas, generación eléctrica, mantenimiento, transporte y procesamiento de crudo. Esto se refleja en la disminución del EROI de 43 : 1 en el 2007 a 27 : 1 en el 2018, un decremento del 37 % en doce años (figura 7).

La demanda de energía eléctrica del sector petrolero, es significativa, representó el 13 % de toda la demanda nacional del Sistema Nacional Interconectado (SNI) y No Incorporado. Con el fin de contextualizar, en el año 2018, la generación térmica de las empresas de exploración y explotación del sector petrolero produjo 3645 [GWh], que es aproximadamente el 59 % de lo producido por la Central Hidroeléctrica Coca Codo Sinclair y 74 % en el caso de la Central Hidroeléctrica Paute, siendo estas dos las más importantes centrales de generación eléctrica en el Ecuador.

Conclusiones

Los resultados a nivel nacional en el periodo 2007 − 2018 se han mantenido en el intervalo 43 : 1-27 : 1; no obstante, estos resultados difieren a nivel de bloques petroleros, en base a la información presentada de la densidad API y porcentaje de BSW y sin considerar el sector al cual pertenece la empresas administradora, se distingue lo siguiente: el EROI de los bloques extractores de petróleo tipo pesado y cuyo %BSW en al menos seis años ha sido superior al 70 % se han establecido en el rango 59 : 1-5 : 1, en contraparte, los bloques explotadores de petróleo tipo semipesado y %BSW menor al 70 % en al menos seis años, sus valores son superiores a 23 : 1, llegando a sobrepasar 70 : 1.
En todos los casos analizados, tienen en común la disminución del EROI, esta decadencia es una eventualidad ya postulado de manera general por (Hall, Lambert, y Balogh 2013), este crecimiento a la baja, es tarde o temprano inevitable, por consiguiente, las empresas administradoras sólo pueden enfocarse en implementar acciones cuyo objetivo sea estabilizar o reducir la tasa de reducción del EROI. Por este motivo, es de suma importancia la implementación de políticas de estado y control de entes reguladores a favor de la optimización y eficiencia energética en el sector petrolero, ante un futuro escenario donde la principal fuente de recursos económicos se vea reducida, desencadenándose en fuerte impacto en el desarrollo de la economía ecuatoriana, y a su vez en conflictos sociales.
La variación del EROI, como lo indica Parra (2018) no dependerá exclusivamente de la densidad API o porcentaje de BSW que han ido representando mayor dificultad y más inversión energética para transportar, procesar y tratar el petróleo crudo cada año, también existen otras variables como el declive de las reservas petroleras, la tecnología de explotación instalada como centrales de procesamiento y tratamiento de petróleo crudo, red de oleoductos configurados según la ubicación geográfica de los campos, eficiencia en la operación de la empresa administradora, por lo cual, analizar y comprender por completo el comportamiento de este índice es necesario integrar las demás variables.
El protocolo de Murphy (2011), nos da una guía hasta obtener un índice que representa el retorno de la inversión de energía para conseguir un determinado recurso, según los límites expuestos, especialmente de los combustibles. En este estudió sólo se ha analizado uno de los quince tipos de EROI, considerando la complejidad al acceso de información técnica y más aún en un extenso intervalo de tiempo, dificultades ya presentadas en otras investigaciones que han enfocado sus estudios del EROI en base a este protocolo.

Agradecimientos

Se agradece a la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH) del Ecuador, por la apertura, colaboración y el haber compartido información en este estudio, con fines de planificación energética en el sector petrolero.

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