No hubo interés de empresas privadas para invertir USD 332 millones en la línea de electricidad Nororiental para el sector petrolero.
La licitación para la construcción una línea de transmisión eléctrica para el sistema petrolero, llamado Interconexión Nororienal, no despertó interés entre empresas privadas.
"No hubo ofertas" en el concurso que había comenzado en diciembre de 2021, confirmó el ministro de Energía, Fernando Santos, consultado por PRIMICIAS.
La inversión privada esperada en el este proyecto era de USD 332 millones.
La obra tenía un plazo de concesión de 30 años. Incluía la construcción de infraestructura como seis nuevas subestaciones y 290 kilómetros de líneas de transmisión para conectar a la central hidroeléctrica Coca Codo Sinclair con los campos petroleros ubicados en las provincias amazónicas de Sucumbíos y Orellana.
Y, de esa forma, garantizar la entrega de energía limpia.
Se perseguía ahorros con la línea Nororiental
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%.
La dotación de energía renovable para los campos petroleros es un proyecto que ha estado en carpeta por casi cinco años.
La Interconexión Nororiental podía haber dotado 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 gobierno de Guillermo Lasso esperaba adjudicar el proyecto el 30 de julio de 2023, pero ya no será posible.
Con el Sistema de Transmisión Nororiental, el costo de energía para Petroecuador podría haber bajado de USD 355 millones a USD 190 millones anuales.
Es decir, la empresa estatal habría tenido un ahorro de USD 165 millones al año, según las justificaciones de la licitación.
El proyecto tenía como función prioritaria conectar al bloque 43-ITT (Ishpingo-Tambococha-Tiputini), el campo con mayor proyección de producción petrolera del país, que también enfrenta riesgos.
Lo anterior porque Petroecuador podría verse obligado a abandonar la extracción de petróleo del ITT si así lo deciden los ecuatorianos en la consulta popular prevista para el 20 de agosto de 2023.
Evitar cortes era otro objetivo
Otro problema que buscaba atender el proyecto de interconexión eléctrica para los campos petroleros era garantizar un flujo estable de energía.
Uno de los problemas que enfrentan los campos petroleros operados por Petroecuador son las fallas o cortes de energía.
Por los cortes de energía, Petroecuador no pudo producir 1.101 barriles diarios durante 2022.
Considerando que el año pasado el precio del petróleo bordeó los USD 89 por barril, Petroecuador habría dejado de tener ingresos por cerca de USD 36 millones debido a los cortes de electricidad.
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