Por ahora, Ecopetrol no tiene interés en la distribución de energía eléctrica

Además de ingresar en un negocio que cobra mayor importancia en el mundo, dado el aumento sostenido de la demanda de energía eléctrica, la aprobación por parte de la junta directiva de crear Ecopetrol Energía S.A.S. E.S.P. también está en sintonía con el propósito de la petrolera de reducir costos.

Felipe Bayón, presidente de la compañía, dijo que “el interés es mirar hacia adentro y poder hacer más eficiente el uso de la energía. No estamos pensando en distribución”.

Así mismo, el directivo comentó que Ecopetrol consume 836 megavatios de electricidad, lo que equivale a la demanda del departamento del Atlántico y representa 8% del consumo del país.

Según datos de la compañía, de esa demanda, 577 MW son autogenerados (es decir 70%) y cuestan US$383 millones al año, mientras que 259 MW se compran en el sistema interconectado nacional (SIN) por valor de US$211 millones. Es decir que el costo total por año es de US$594 millones.

“En ese sentido, los ahorros que logremos a través de eficiencias en el tema de generación, comercialización y consumo de energía va a ayudar a que tengamos reducción en los costos de levantamiento y de operación”, explicó Bayón.

Visto desde el tipo de operación, la mayor demanda de energía está en producción: 66% con 358 MW autogenerados y 193 MW comprados en la red.
Luego, está refinación con una participación de 22% y el único negocio que produce toda la energía que necesita; y, por último, transporte (12%) con 35 MW autogenerados y 66 MW comprados en la red.

“Las dos terceras partes de la energía que consumimos la generamos nosotros mismos. Tenemos grandes equipos de generación, más de 1.100 MW de capacidad instalada. El resto lo consumimos de otras fuentes del mercado”, afirmó Bayón.

Precisamente, en relación con la capacidad instalada para producir energía (1.100 MW), 54% lo tiene producción con 608 MW (incluye Equión, Essentia y Bioenergy); 32%, refinación con 360 MW (Refinería de Barrancabermeja y Reficar); y 14%, transporte con 162 MW (Cenit, Ocensa y Oleoducto de los Llanos Orientales S.A.). En este punto hay que aclarar que no toda está interconectada al SIN.

No obstante, es importante mencionar que, por ejemplo, Bioenergy vende sus excedentes de energía a la red eléctrica nacional. Así lo señaló la compañía el pasado 17 de octubre cuando informó que ha producido 15 millones de litros de etanol.

“Paralelamente, ha generado 31.440 MWH de energía, de los cuales 18.542 MWH han sido vendidos a la red eléctrica nacional y el restante ha abastecido la operación de la planta”, informó Bioenergy a través de un comunicado.

La constitución de Ecopetrol Energía S.A.S. E.S.P. asumirá el proceso de compra de energía que requiere el Grupo Empresarial para sus operaciones, y de venta de excedentes de autogeneración. Así se eliminarían los intermediarios.

Al respecto, Alejandro Castañeda, director ejecutivo de Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), explicó que, justamente, “la venta de excedentes se puede hacer de dos formas: directamente, si se es comercializador; si no, hay un representante”.

Según la compañía, la nueva filial, deberá empezar a operar en el primer trimestre de 2018. Luego de la aprobación de la junta directiva, el Gobierno Nacional debe expedir un decreto que faculta la constitución de la nueva empresa.

Aunque no hay un plazo fijo, dicho decreto podría estar listo en tres meses. Ya con este trámite se harán los registros en cámara de comercio para poder iniciar las operaciones.

De acuerdo con la información que brindó Ecopetrol a la Superintendencia Financiera, tendrá un porcentaje de participación directa e indirecta de 100%.
Además, el capital autorizado de esta sociedad será de $3.000 millones.

La petrolera no presentó oferta en ronda de Brasil

Aunque Ecopetrol precalificó para la tercera ronda de adjudicación en aguas profundas (producción compartida) promovida por la Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), durante la sesión pública de ofertas de ayer no sonó su nombre. Esta ronda, que ofertaba cuatro bloques en las cuencas de Campos y Santos, arrojó los siguientes resultados: en el caso de Peroba, Petrobras tuvo 40%; Cnodc, 20% y BP Energy, 40%. Entre tanto, para Alto de Cabo Frio-Oeste, Shell quedó con 55%, Cnooc Petroleum, 20% y QPI, 25% (ambos en Campos). En Santos, el bloque Alto de Cabo Frio-Central, Petrobras tuvo 50% y BP Energy 50%.