Fracaso de conexión eléctrica cuesta USD 355 millones al año a Petroecuador

Economía

Autor:

Mónica Orozco

Actualizada:

24 Ene 2022 - 0:05

La Corporación Eléctrica del Ecuador (Celec) esperaba entregar energía eléctrica al Bloque 58 Cuyabeno, en provincia de Orellana, en noviembre de 2021. - Foto: Cortesía Celec

Fracaso de conexión eléctrica cuesta USD 355 millones al año a Petroecuador

Autor:

Mónica Orozco

Actualizada:

24 Ene 2022 - 0:05

Pese a que Ecuador tiene excedentes de hidroelectricidad y quema gas en mecheros, el suministro de energía que requiere Petroecuador para sus campos petroleros dependen del diésel y el petróleo.

La empresa pública Petroecuador gasta USD 355 millones al año por el uso de combustibles fósiles para la generación eléctrica de sus campos petroleros.

De los 341 megavatios (MW) de potencia instalada que requiere Petroecuador para la extracción de petróleo, el 39% corresponde a generadores a diésel, que en Ecuador es subsidiado y costoso. Le siguen los generadores que usan petróleo, con un peso de 37%.

Eso quiere decir que el 76% de la energía eléctrica o 259 megavatios, que demanda la firma estatal, proviene de combustibles fósiles.

Y apenas el 24% de energía que usa en sus campos se obtiene del aprovechamiento del gas asociado a la extracción de petróleo y de energía limpia como la hidroelectricidad.

Para poder dotar de energía a los campos, incluso Petroecuador renta costosos generadores de energía eléctrica que funcionan con diésel.

Altos costos

Gabriel Argüello, viceministro de Electricidad, explica que la generación a diésel es la más cara para Petroecuador, pues cuesta USD 0,18 por kilovatio hora (kWh).

La generación con petróleo cuesta USD 0,09 por kWh, pero es también contaminante, dice Argüello.

En cambio, la tarifa que Petroecuador deberá pagar por el consumo de energía desde el Sistema Nacional Interconectado es de USD 0,07 por kWh.

A pesar de su menor costo y a ser energía limpia, Ecuador no ha aprovechado sus excedentes de hidroelectricidad para el sector petrolero, dice el consultor eléctrico, Ricardo Buitrón.

El país tiene 7.000 MW de potencia eléctrica instalada, de la cual el 91% proviene de hidroelectricidad. De esos, 5.800 MW son potencia efectiva, pues hay plantas en mantenimiento y otras que enfrentan estiaje o época de pocas lluvias.

Aun así, el país puede abastecer con holgura la demanda eléctrica del país, que es 4.300 MW.

Conexión eléctrica pendiente

La dotación de energía renovable para los campos petroleros es un proyecto que ha estado en carpeta por más de cuatro años.

Denominado Sistema de Transmisión Nororiental, la obra dotará de 300 MW en potencia de energía limpia a los campos petroleros y, así reemplazar la generación con petróleo y diésel.

Según el Plan Maestro de Electrificación 2018-2027, diseñado en el gobierno de Lenín Moreno, la obra debía entrar en operación en el segundo semestre de 2021, pero no se concretó.

El proyecto tenía como función prioritaria conectar al bloque 43-ITT (Ishpingo-Tambococha-Tiputini), el campo con mayor proyección de producción petrolera del país.

El bloque 43-ITT se abastece por ahora con generadores rentados que funcionan a diésel.

Se desempolva un proyecto

Tras cuatro años de espera, el actual Gobierno lanzó el 10 de diciembre de 2021 un concurso para la concesión a la empresa privada del proyecto Sistema de Transmisión Nororiental.

El Gobierno no cuenta con recursos para hacer la obra, dice Argüello.

Hasta ahora 35 empresas han comprado las bases de ese concurso, cuya adjudicación se prevé en diciembre 2022. La construcción tardará tres años.

Con el Sistema de Transmisión Nororiental, el costo de energía para Petroecuador bajará de USD 355 millones a USD 190 millones anuales.

Es decir, la empresa estatal tendrá un ahorro de USD 165 millones al año, explica el viceministro Argüello.

Todas estas cifras de ahorro prevén los costos para la construcción del proyecto, que reducirá unas 500.000 toneladas de CO2 al año, según Argüello.

Suministro estable, el desafío

El principal reto de Petroecuador es acceder a energía de calidad y estable para evitar fallas eléctricas, reconoce el Viceministro de Electricidad.

Por ejemplo, una falla en el Sistema Nacional Interconectado de la Subestación San Rafael provocó que Petroecuador perdiera 31.000 barriles de petróleo el 14 de octubre de 2021.

Otro “evento eléctrico” provocó una pérdida de otros 13.000 barriles en el Bloque 43-ITT.

¿La conexión es confiable?

La energía proveniente de la red nacional eléctrica debería ser una más bien una fuente secundaria en la matriz energética de Petroecuador, sostiene Miguel Robalino, exgerente de Petroecuador.

Según Robalino, el sector petrolero de Ecuador debe caminar hacia la autosuficiencia energética.

Para eso, el país debe usar el gas asociado a la extracción de petróleo, en lugar de quemarlo en las teas de los campos.

En cambio, Gabriel Secaira, gerente de Gasedu, cree que es urgente reemplazar el costoso suministro basado en diésel, con generadores con base en petróleo al ser más eficientes.

Y que, a diferencia de la conexión a la red nacional, constituye una fuente estable de energía.

Energía renovable y gas asociado

Los planes de aumento de la producción petrolera requerirán de una mayor necesidad de generación.

Y, esa demanda nueva puede cubrirse con generación renovable o con el uso del gas asociado a la extracción petrolera, según el Gobierno.

“El despacho del Sistema Nacional Interconectado de energía se hará con criterios de calidad, seguridad y economía“, asegura el Viceministro de Electricidad.

El objetivo es garantizar que el sistema petrolero opere de manera estable ante cualquier contingencia que se pueda producir en la red del sistema interconectado.

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