Ahora La Prensa, comienza auscultar como funciona el tema de la generación y distribución eléctrica en Panamá. Si investiga más a profundidad, sin intereses creados, descubrirá muchas cosas interesantes, preocupantes y violadoras de las leyes nacionales.
Se observa que todavía no manejan información clave y se dejan solo infomar de partes interesadas en el gobierno y en la empresa privada. No profundizaron en temas de monopolios, invasión de áreas protegidas, toma a la fuerza de tierras indígenas violando sus derechos y solo lo mencionaron como si fueran hechos irrelevantes!
Se nota que no entrevistaron a otros actores independientes que pudieron darle a La Prensa luces paralelas de los problemas y las soluciones en el tema energético de Panamá, versus los que consultó donde todos parecen apoyar la vieja escuela de la promoción insostenible de energía para saciar un mercado insaciable local e internacional que no mencionaron.
Una de las grandes especulaciones que se están dando en Panamá es en miras a la interconexión y exportación de energía al mercado regional tanto a Centro como a Sudamérica.
Los agentes quieren instalarse en el mercado conseguir prebendas y privilegios para cuando funcione la interconexión plenamente.
Ojalá La Prensa se despojará de algunos prejuicios de ver de manera desnuda donde radican los problemas y las soluciones de energía más allá de promover el dúo insostenible de las hidroeléctricas y las térmicas.
Burica Press
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REPORTAJE DE MARTES FINANCIERO DE LA PRENSA:
Inversiones, pero con luces largas
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| Los proyectos energéticos que actualmente se levantan en el país suman más de mil millones de dólares. Esto da cierta tranquilidad para que el sistema no opere con estrechez los próximos años, pero se necesita hacer ajustes para que el mercado funcione |
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| Yolanda Sandoval |
| ysandoval@prensa.com |
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El abastecimiento costoso e incierto de energía podría ser el principal obstáculo para un país que avanza al ritmo que lo hace Panamá.
El crecimiento promedio de la demanda de energía de 1995 a 2005 fue de 3.5%, para luego saltar a 6% en 2007. De seguir con esta perspectiva durante los próximos cinco años, la presión hace pensar en sólidos mecanismos de inversión a largo plazo.
Esas inversiones en infraestructuras existen. De acuerdo con la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos, hay 15 proyectos energéticos en construcción, que darán una capacidad instalada de 748 megavatios, incluyendo las plantas de la Autoridad del Canal de Panamá. Pero hace falta alinear estrategias para que los más de mil millones de dólares que el sector privado destinará a esta actividad entren al sistema en el tiempo requerido. “Se trata de tener un plan a largo plazo”, de acuerdo con Agenor Del Castillo, economista y miembro de la Comisión de Política Energética del Ministerio de Economía y Finanzas (MEF). Cómo hacerlo, es la pregunta clave.
Cuando el país estuvo al borde de una crisis energética por falta de lluvias en 2007 se decidió que había que levantar un Plan Energético Nacional (PEN) 2009 – 2024, en el que no solo quedara plasmado qué hacer para impulsar las inversiones, sino determinar cuáles serían las inversiones que deben fomentarse.
Este no sería el primer programa que se desarrolla para promover la inversión en el sector. “Se han tenido varios planes de este tipo, incluso cuando existía el Instituto de Recursos Hidráulicos y Electrificación”, por lo que el reto será desarrollarlo en su totalidad y de acuerdo con la realidad que vive el país, destaca el economista energético Carlos Iglesias.
Durante el último año la Comisión de Política Energética del MEF y consultores internacionales contratados con fondos no reembolsables del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) han realizado un diagnóstico que servirá de base para que el Ejecutivo defina qué proponer en el PEN desde el punto de vista de incentivos y regulación.
Lo interesante es que la propuesta del MEF y el BID podría entrar a consulta pública en agosto, dos meses después de que el país enfrentó una crisis energética por una situación de estrechez en el sistema, ya que la capacidad instalada es actualmente de mil 513 megavatios, mientras que la demanda máxima recientemente alcanzó los mil 160 megavatios.
El avance logrado hasta la fecha recoge conclusiones preliminares, aún no publicadas, de cinco especialistas internacionales, quienes desarrollaron temas como el uso racional y eficiente de la energía; energías renovables; y un diagnóstico del mercado eléctrico.
Este último punto es, tal vez, uno de los más importantes para determinar qué políticas hay que adoptar para atraer aún más las inversiones y que sean diversificadas.
Barreras a la inversión
El consultor Javier Castillo Antezana destaca entre sus conclusiones generales, que el tamaño del mercado interno de Panamá puede ser una de las barreras a la hora de incentivar la inversión privada en plantas generadoras con fuentes renovables, ya que como en el evidente caso de la energía eólica, el tamaño del sistema pone cuotas a la inyección de energía al sistema.
Distinto sería si se considerara el sistema interconectado del istmo e incluso la pronta interconexión con Colombia como parte del sistema, ya que en este escenario, se podrían despachar granjas eólicas por una potencia de 600 megavatios en lugar de los 100 megavatios que se podrían inyectar como máximo en Panamá.
Además, el marco regulatorio requiere de ciertos ajustes, para asegurar que los incentivos sean concretos y aplicables a las iniciativas de inversión, tales como no limitar los beneficios tributarios a tiempo sino a monto, no descontar externalidades positivas a los beneficios fiscales otorgados, mejorar la forma de cálculo de la potencia firme, apoyar los estudios de preinversión y minimizar la carga respecto al financiamiento de las redes eléctricas de interconexión requeridas por los proyectos.
Se aprecia, según Castillo Antezana, que de las fuentes de >>
>> energías renovables presentes en Panamá, la hidráulica sigue siendo la más atractiva.
No es de extrañar, entonces, que se estén desarrollando varios proyectos de este tipo. Por ejemplo, en el río Chiriquí Viejo continúan los trabajos de la hidroeléctrica Bajo de Mina, de propiedad de Cicsa Panamá, S.A., que a su vez es parte del grupo de empresas del multimillonario mexicano Carlos Slim Eliú.
Unión Fenosa adelanta en el corregimiento de Caldera, provincia de Chiriquí, la primera obra (Los Algarrobos) que Panamá y España han logrado registrar como proyecto de energía renovable ante el organismo de cambio climático de las Naciones Unidas, bajo el denominado mecanismo de desarrollo limpio.
Cuando comience a operar, en abril de 2009, se proyecta que esta hidroeléctrica reducirá la contaminación con carbono en 37 mil 213 toneladas al año. Y tras un año de iniciados los trabajos, ya se tienen listos, según los voceros de Unión Fenosa, los caminos de acceso, la casa de máquinas y se han instalado las tuberías de conducción.
Javier Giorgio, gerente general de AES Panamá, obviamente coincide con Castillo y destaca que “ante la crítica situación por la que atraviesa el suministro de energía, la empresa entregará en el primer trimestre de 2011 la planta hidroeléctrica Changuinola I, conocida como Chan 75, la cual adicionará 223 nuevos megavatios al sistema”.
Este proyecto representa una inversión de 566 millones de dólares y adicionará generación de electricidad para abastecer el equivalente del 15% del consumo energético nacional actual.
La construcción de esta hidroeléctrica ha avanzado en un 30%, pero hay que tomar en consideración que la fecha original de entrega de la primera fase era el año 2010.
El atraso tuvo su origen, según Giorgio, en “planteamientos equivocados” de ambientalistas que descalifican el proyecto por “supuestamente” atentar contra los recursos naturales de la zona.
Al descontento se suman grupos indígenas del área que manifiestan que la empresa AES sigue incurriendo en violaciones en sus territorios.
Por otro lado, en estos momentos Suez Energy Central America está desarrollando, además de la reconversión de Bahía Las Minas y nuevas hidroeléctricas, el proyecto Cativá, que consiste en la instalación de motores MAN de una capacidad de generación de 87 megavatios.
Vale la pena resaltar que la construcción de esta planta es el resultado de una licitación convocada con “carácter de urgencia” por las empresas distribuidoras de energía eléctrica Edemet y Elektra Noreste para satisfacer la creciente demanda que está experimentando el mercado energético panameño.
Si se concretaran estos desarrollos y todos los proyectos que están en etapa de “obtención de la concesión”– que implican 909 megavatios– según Castillo Antezana, se tendría suficiente potencia para los próximos 10 años.
Pero para que ello sea una realidad, el consultor Rafael Campos destaca algunas imperfecciones en el sistema que deberían corregirse (ver nota relacionada: Un mercado en perspectiva).
Las actuales inversiones le darán un respiro al sistema, dice Dani Kuzniecky, director de la Secretaría de Energía, pero el funcionario reconoce que hay que afinar el lápiz para que quienes tienen concesiones las exploten en el momento que las disposiciones legales se lo exige. Además de lograr mayor diversificación en la generación.
“No se trata de tenerlas (las concesiones) y guardarlas debajo del brazo. Vimos que en algunos casos pasaba esto, por lo que hemos hecho ajustes”, afirma Kuzniecky.
“Todas las dependencias del Estado trabajamos para crear el ambiente de negocios que el país necesita y así aumentar el plantel energético. Nos reunimos con los inversionistas para saber si hay problemas aduaneros, conocemos los avances en materia de financiamiento y los instamos a realizar en los tiempos establecidos sus estudios de impacto ambiental”, apunta.
“Si no se hubiera trabajado en la atracción de inversión privada, el país ni siquiera tendría luz”, afirma.
Kuzniecky sabe que también hay que trabajar en el tema de eficiencia y el ahorro energético. Dice que le gustaría proponer la creación de un decreto con el que se incentive la importación de productos eficientes o bien darle un beneficio fiscal a quienes compren estos artículos.
En este tema, sustenta, hay que ver las implicaciones legales y comerciales para no crear distorsiones.
Licencias en la mira
Víctor Urrutia, administrador general de la Autoridad de los Servicios Públicos (Asep), afirma que el problema más grande que tiene el sector energético es “la falta de inversiones”, y “muchas de las cosas que se han hecho han estado encaminadas a que se solucione este tema”.
Actualmente, afirma, ingenieros de la española Iberdrola se encuentran en Panamá analizando si es factible o no invertir en energía eólica. La empresa alemana Wind 7 AG, y grupos centroamericanos y colombianos también están en esa fase que algunos llaman de “coqueteo” con el Gobierno para anclar inversiones energéticas.
AES también evalúa la posibilidad de participar en el negocio eólico, pero todo dependerá de cómo resulte, en cuanto a tiempos y costos la inversión, Changuinola 1 y Changuinola 2.
La administración de Urrutia ha estado bajo la sombra de los altos precios de la electricidad y un aparente acaparamiento de las concesiones para desarrollar proyectos hidroeléctricos. El funcionario es consciente de esta realidad, pero recalca que “ha habido algunas dificultades imaginarias”.
Actualmente existen en la Asep 16 concesiones otorgadas, 57 solicitudes en trámite y 24 licencias para generar energía eólica.
Además se han registrado 13 solicitudes de concesiones para generación de hidroeléctricas, que habían sido canceladas y puestas a disposición nuevamente.
Algunos inversionistas han señalado que se les dificulta conseguir financiamiento por no contar con los contratos, mientras que los contratos no se les otorga si no tienen los financiamientos, lo que hace difícil la situación.
“Lo que hemos hecho es poner seriedad en las concesiones y licencias. Esto nos ha obligado a exigirle más a las empresas, pero todo dentro de la ley”, afirma Urrutia.
De acuerdo con el diagnóstico hecho por el consultor Castillo Antezana, muchos de los proyectos presentados que solicitan concesiones o licencias para operar, tanto en eólica como en hidráulica, son especulativos.
Esto hace que al revisar las bases de datos de 2007 de proceso de obtención de licencias para operar, en eólica, o solicitud de concesiones, en el caso de la hidráulica, “nos encontremos con proyectos por una gran cantidad de potencia, mucho más de lo que el país necesitará dentro de los próximos 20 años”, afirma Castillo Antezana.
No obstante, de acuerdo con los resultados de las licitaciones por compra de energía de parte de las distribuidoras, en algunos casos la oferta ha sido nula, y en otros han adjudicado a empresas cuyos proyectos nunca se concretaron.
Phillippe Delmotte, jefe de las operaciones locales y regionales de Suez, piensa que el Gobierno enfrentó la crisis energética reciente con realismo, pero una crisis no debe permitir flexibilizar las reglas del juego, por el contrario, se necesita una vigilancia continua y estricta para evitar dañar la imagen del país.
“Sin embargo, me preocupa la próxima contienda electoral. Espero que un tema tan importante como es el del sector energético sea discutido y manejado con una visión a largo plazo”, señala.
Para Delmotte la solución a la crisis energética no se dará rápidamente. Cualquiera que sea el proyecto de generación, sin importar su fuente, necesita por lo menos cuatro años de desarrollo.
La clave según Kuzniecky estará en la llegada de más inversores serios y la generación de fuentes alternas que eviten la dependencia de un solo tipo de generación. El costo oportunidad será relevante.
Características del mercado eléctrico local
El consultor Rafael Campo destacó algunos puntos clave en el desarrollo del mercado energético local:
• El sistema de potencia enfrenta una situación de vulnerabilidad de suministro, que se refleja en altos precios del mercado ocasional.
• Disminuir la dependencia de combustibles fósiles requiere reconocer el valor elevado de la generación basada en recursos renovables, alrededor de 90 dólares por megavatio hora para generación eólica y 140 dólares por megavatio hora para generación solar.
• Algunos generadores tienen un porcentaje importante de la generación total. Sin embargo, el hecho de hacer el despacho a mínimo costo (no con base en ofertas de los generadores), aminora su poder de mercado.
• En licitaciones recientes han participado varios generadores nuevos, lo que indica interés de inversionistas y confianza en las reglas.
• Hay concentración en la distribución. Existen únicamente dos distribuidoras: Unión Fenosa, con aproximadamente el 60% de la demanda regulada y Elektra Noreste con el 40% restante.
• En la actualidad, las empresas de distribución pueden generar hasta un 15% de su demanda, aunque no lo han hecho porque, según ellas, es poco atractivo construir generación que se venda al precio promedio de su compra de energía.
• Mayor integración vertical le proporcionaría al distribuidor ventajas que crean trabas a la competencia.
• No conocer el porcentaje de generación propia que finalmente se acepte, introduce incertidumbres adicionales a inversionistas en generación, lo que retrasaría aún más el ingreso de plantas nuevas.
COLUMNISTA INVITADO
Un mercado en perspectiva
GUSTAVO PAREDES
mf@prensa.com
OPINIÓN | El mercado eléctrico en Panamá se ha desarrollado sobre reglas muy claras y precisas. No existe ninguna inconsistencia en el diseño de las regulaciones que pueda generar efectos negativos a los mejores intereses de los usuarios del servicio público. Los problemas que afronta el sistema, sobre todo en la actividad de generación, son el producto de la implementación humana. En el pasado reciente, a principio de esta década, no se aplicaron correctamente las reglas de mercado, generándose falta de inversión en nueva generación, lo que a su vez produce la escasez actual.
La falta de nueva generación en el mercado ha sido afrontada en la manera correcta: limitando la especulación en el otorgamiento de concesiones; y asegurando a los inversionistas la posibilidad de contratar a largo plazo para asegurar la viabilidad económica de los proyectos y la obtención de su financiamiento. La entrada al mercado de nueva oferta de energía eléctrica que supere holgadamente la demanda, y no la sustitución en la propiedad de las plantas generadoras, eliminará la situación de estrechez y consecuentemente impactará positivamente en las tarifas, a través de una real y efectiva competencia entre los participantes en el mercado de generación.
La actividad económica de generación eléctrica tiene grandes retos ante la proyección de crecimiento sostenido de la economía en los próximos años. El Estado debe darle suficiente jerarquía a formulación de políticas públicas en este sector, declarando el carácter de interés público de las mismas. La primera de estas políticas deberá maximizar la utilización de los recursos naturales garantizando un desarrollo sostenible de las comunidades, sobre todo en temas ambientales y sociales, pero garantizando y respetando el bienestar general de toda la población nacional. La otra política pública a desarrollar en el sector será el incentivar la diversificación de la oferta energética a otras fuentes diversas a los derivados de petróleo, con la finalidad de limitar la dependencia a estos recursos.
Paralelamente, el Estado deberá concretar esfuerzos en la ejecución de políticas públicas ya iniciadas. Las campañas de educación a los usuarios, las medidas de ahorro energético y la utilización de equipos eficientes, tanto en el sector público como privado, ayudarán a estabilizar el crecimiento de la demanda de energía eléctrica. Desde la perspectiva de la solidaridad social, los programas de electrificación rural diseñados en base a su sostenibilidad financiera, permitirán que el 15% de la población nacional que aún no tiene acceso a la energía eléctrica se beneficie con la provisión de este servicio de utilidad pública.
Abogado y especialista en Regulación Económica
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| El mercado mayorista de electricidad |
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| La transacción ocasional de energía se utiliza para resolver las diferencias entre las órdenes de despacho que da el CND y las obligaciones contractuales de los mayoristas |
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| Diego Quijano |
| dquijano@prensa.com |
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A PRENSA / Ana Rentería
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El Centro Nacional de Despacho, dependencia de Etesa, es el ente que coordina las operaciones y las transacciones que se dan entre los participantes del mercado: las generadoras y las distribuidoras.
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El mercado nacional de energía eléctrica es de reciente nacimiento en Panamá. Apenas fue en 1999 cuando entró en vigor la ley 6 de 1997 que regula el mercado competitivo de energía, en el cual hay tres tipos de participantes mayoristas: los generadores de energía, los distribuidores de electricidad y una empresa estatal encargada de la transmisión de los generadores a los distribuidores.
El país cuenta con un sistema de generación eléctrica mixto que funciona sobre la base de energía térmica e hídrica. Al 30 de abril de 2008, el parque de generadoras eléctricas tenía una capacidad instalada de mil 513.1 megavatios (Mw), según cifras de la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (Etesa). Es decir que si todas las generadoras eléctricas estuvieran en óptimas condiciones y se pusieran a trabajar a su máxima capacidad, el país pudiera generar mil 513.1 Mw durante una hora entera de trabajo.
La capacidad del sistema se reparte de la siguiente manera: 57.3% corresponde a centrales hidroeléctricas y 42.3% a termoeléctricas.
De esto, cabe mencionar que Fortuna es la hidroeléctrica más grande del país con una capacidad de 300 Mw, lo que representa el 19.8% del total, mientras que la termoeléctrica más grande es Bahía Las Minas con el 18.4%.
Potencia firme
La realidad, sin embargo, señala que es prácticamente imposible generar a plena capacidad, debido a que, por ejemplo, se daña un motor de una plata térmica o porque no ha llovido mucho en la cuenca que alimenta una hidroeléctrica. Por ello, para ambas tecnologías, hay lo que se llama potencia firme, la energía que se puede garantizar.
“En el caso de una térmica, la planta está expuesta a fallos”, explica el director ejecutivo de Operación Integrada de Etesa, Oscar Rendoll. Una planta de 100 Mw por ejemplo, debe recibir mantenimiento varias veces al año, y de vez en cuando tendrá un daño que tomará varias horas repararlo, señala. “Basado en eso, el generador calcula cuántas horas al año no estará funcionando y determina cuál es su potencia firme”.
“Nunca va a poder comprometer el 100% -apunta-, en este ejemplo, tal vez pudiera comprometer 90 Mw” de los 100 que tiene instalados.
En cuanto a las hidroeléctricas, “el caso es más complejo porque depende del agua”, dice Rendoll. Como es imposible proyectar con certeza la cantidad de agua que va a haber, en vez de calcular cuántas horas puedes garantizar en un 100% como a las térmicas, se utiliza el 95%. “Con base en la hidrología histórica se determina qué potencia vas a poder garantizar en un 95% del tiempo, sea durante el tiempo húmedo o seco”.
“En el caso de una hidroeléctrica de filo o pasada de agua (como Estrella y Los Valles, en Chiriquí), la potencia firme es sumamente baja, porque la central no tiene capacidad de >>
>> garantizar el agua, pero en plantas como Fortuna o Bayano, que cuentan con un embalse para guardar el agua, van a tener una potencia firme mayor”, aclara Rendoll.
Despacho
Le corresponde al Centro Nacional de Despacho (CND), una dependencia de Etesa, determinar qué plantas eléctricas van a generar electricidad.
En Panamá, explica Isaac Castillo, gerente general de Etesa, hay lo que se llama “despacho económico que se determina en base al orden de mérito”. Este “orden” es acordado semanalmente entre las empresas generadores y el CND, sobre la base de “hipótesis de la demanda, el caudal de los ríos y el costo de combustible”, señala.
Por ejemplo, las hidroeléctricas de filo o pasada de agua, que no tienen un embalse, siempre son las primeras en el orden de mérito, y se les da el derecho de “despachar” energía al sistema de primero todos los días. Luego vienen las plantas térmicas eficientes, las centrales hidroeléctricas con embalses y, por último, las plantas térmicas ineficientes y costosas.
Contratos
Por ley, las empresas distribuidoras de electricidad en Panamá están obligadas a tener contratado el suministro del 100% de la energía que demandan sus clientes.
Pero un generador no puede contratar su capacidad instalada, sino su potencia firme, que es la energía que puede garantizar al sistema. Así, la potencia firme es lo que se usa para poder comercializar y contratar —apunta Castillo—, pero no tiene nada que ver con el despacho económico que determina el CND a la hora de poner los generadores a trabajar.
Mercado ocasional
Como generalmente las condiciones reales del mercado no van a coincidir con los contratos que han firmado los generadores y los distribuidores, el mercado ocasional es el sitio en donde se resuelven las diferencias entre lo que el CND ha ordenado despachar y las obligaciones contractuales de cada participante.
Por ejemplo, si una hidroeléctrica firma un contrato para proveer 60 Mw de energía por hora a una distribuidora, la planta está obligada a cumplir con su contrato aunque no tenga agua para generarla. Si la planta solo pudo generar 40 Mw, entonces tiene que ir al mercado ocasional a comprar los 20 Mw que le hacen falta para satisfacer su obligación contractual.
La hidroeléctrica, entonces, debe pagar por los 20 Mw el precio que tenga el Mw en ese momento en el mercado ocasional, pero solo va a recibir el valor que el distribuidor prometió en el contrato.
El precio del Mw en el mercado ocasional se fija con el costo marginal del último Mw generado, “por lo que el precio lo determina la última planta que genera, y las demás plantas reciben ese precio”, explica Castillo.
“El más ineficiente solo recibe su costo, y no genera ninguna renta, debido a gastos financieros y administrativos y de capital, por lo que a medida que sea más eficiente, recibe una renta más alta”.
Luego de todo el proceso comercial que negocian los distribuidores y los generadores y la intervención del regulador en el mercado a través del CND, los consumidores son el destino final de la electricidad en el mercado mayorista y son la fuente de los recursos financieros que sustentan sus operaciones.
De la cuenta eléctrica que paga cada uno, aproximadamente un 63% termina en manos de los generadores, un 3% le corresponde a Etesa y el remanente de 34% lo recibe la distribuidora eléctrica. ———————
Sobre advertencia no hay engaño. Para llegar a la crisis energética por la que atraviesan algunos países en la región hoy día, es necesario mencionar que ciertos factores como el calentamiento global y la generación de energía a través de combustibles fósiles contribuyeron a esa situación.
Esos factores son contemplados en el Informe Sobre Desarrollo Humano 2007-2008, publicado por el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), en el que se aborda la lucha contra el cambio climático.
El estudio que próximamente se presentará en Panamá menciona y estudia los hechos que han llevado al punto de desequilibrio ambiental que vive el planeta, donde la interrelación de elementos sociales, ecológicos y económicos, entre otros, plantea que “en el mundo de hoy, son los pobres los que llevan el peso del cambio climático, mañana, será toda la humanidad la que deberá enfrentar los riesgos asociados al calentamiento global”.
El escrito del PNUD cita el Informe Stern sobre la Economía del cambio climático, en el que a partir de un análisis de costos-beneficios basado en modelos económicos de largo plazo concluye que “los futuros costos del calentamiento global podrían situarse entre 5% y 20% del producto interno bruto (PIB) anual mundial”.
Eso significa que los costos de mitigación y adaptación al cambio climático se calculan entre 2% y 5% del PIB mundial, y el precio de la inacción es de 20% o más. En términos económicos conviene actuar ahora.
Replantear el modelo de consumo, diversificar las fuentes de energía y desarrollar estrategias a largo plazo en materia energética, más que opciones, se vuelven una necesidad imperante.
Energías limpias
Seguir utilizando a gran escala combustibles fósiles como el carbón, el petróleo y el gas para generar energía, además de ser costoso, tiene efectos colaterales dañinos al ambiente, tales como las emisiones de dióxido de carbono (CO2) y otros gases llamados de efecto invernadero.
En la actual discusión para encontrar alternativas que mitiguen esas consecuencias por los precios imparables de petróleo y el impacto ambiental de la mala administración de los recursos naturales, especialistas mencionan que las energías renovables son una posibilidad concreta para salir del bache y pensar en un desarrollo sostenible, pero como una estrategia a largo plazo.
Oliver Page y Diego Masera, asesores técnicos regionales del PNUD, confirman la tesis de que América Latina es un gran reino, con recursos y potencialidad en ese tipo de energía, pero también, explican, en la explotación de dichos recursos aún faltan políticas de estado que sienten las bases para un desarrollo óptimo, que alejadas del clientelismo político del momento o de los vaivenes del mercado, sean una posibilidad real.
“En términos de recursos hay muchos. Están las hidroeléctricas y el potencial de la biomasa y de
la energía eólica, entre otras energías renovables, pero en la explotación estamos en pañales”, afirma Page.
Para el estudioso, recién en la región, se está aprendiendo el significado del desarrollo de la energía limpia, que con las hidroeléctricas se ha explorado, pero al ser un modelo de gran escala e inversión “ha deparado en una serie de conflictos, como el desplazamiento de gente y en algunos casos, generadores de más pobreza”, añade.
Si bien la oportunidad para implementar mecanismos distintos que generen energía está identificada en el papel, en la práctica dista mucho de ser una solución, porque en tiempos de escasez la opción por la que se han inclinado los gobiernos es comprar más combustibles fósiles y energía a países vecinos.
Replantear el modelo
Diego Masera resume la postura del Informe Sobre Desarrollo Humano en la parte de energía cuando comenta que si el modelo de consumo energético a seguir e imitar es el de las naciones >>
>> industrializadas, “se necesitarían cuatro planetas Tierra para vivir”.
“El modelo de desarrollo hoy, está basado en el presupuesto que los recursos naturales son ilimitados, pero no es así. La opción es reducir el consumo”, expresa Masera.
Es prioridad, comentan los expertos, plantearse como consumidores qué tipo de energía necesitamos realmente para nuestras casas.
“Hay que pensar más allá de la energía como electricidad. Hay
que aprender a identificar cuáles son las mejores tecnologías para la aplicación en los lugares en los
que vivimos”, opina el experto del PNUD.
La lección hasta ahora, aun cuando los pronósticos en Panamá indican que seguirá lloviendo, es replantear el modelo de consumo porque depender de una sola fuente de energía, que es el esquema actual, en tiempos de sequías, desastres naturales o de los altos costos de los combustibles, los efectos son inmediatos.
“Volvemos a un punto antes mencionado: aprovechar los distintos recursos naturales de un país, diversifican la matriz energética y reducen los riesgos de fluctuaciones de precio”, enfatiza Masera.
En la situación actual “no hay una receta fácil, no hay una energía renovable que vaya a solucionar todo. Depende del país y de los recursos que se tengan, plantear esa matriz energética de largo plazo es el primer paso en busca de una solución”, concluyen los expertos.
Potencial de la biomasa
Diversificar la matriz energética del país es una necesidad, así lo señalan especialistas y organismos como la Autoridad Nacional del Ambiente (Anam) que reconoce, el manejo de los recursos naturales no ha sido el adecuado.
En Panamá la generación de energía por biomasa —que procede de la madera, de residuos agrícolas y estiércol— puede ser una posibilidad a mediano plazo dicen expertos. Darysbeth Martínez, jefa de la unidad de cambio climático y desertificación de la Anam, informa que uno de los proyectos en los que ha venido trabajando esa institución es en el rescate de siete cuencas en la región del arco seco, para orientarlas a la generación de energía por biomasa.
El Proyecto de Restauración de Cuencas para Energía Renovable, que empezó en octubre de 2007 y concluyó el mes pasado, identifica el número de fincas con las que se puede trabajar y cuáles son los negocios agroambientales que se pueden crear en cada cuenca, que en la actualidad están contaminadas por las malas prácticas del uso del suelo.
“La idea es que en algunas fincas porcinas y bovinas se instalen plantas generadoras de energía a partir de los desechos, para que sea utilizada por ellos mismos”, explica.
Para Martínez está contemplado, pero no confirmado, que los lugareños de esas fincas reciban ayuda económica para arrancar con los proyectos, y calcula que aprovechando este tipo de energía hasta un tercio de la población del país se puede beneficiar.
“Creemos en el desarrollo sostenible, y así como la demanda de energía se debe suplir, esto se puede hacer cuidando el ambiente”, afirma Martínez.
El siguiente paso: concretar el proyecto para que la política de gobierno traspase y se concrete en una política de Estado. ———————
| Energía para el Canal |
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| En 2003 la ACP comenzó una serie de inversiones para mejorar su sistema eléctrico. Ahora está en fase de aprobar algunas otras inversiones para suplir la demanda de energía y cubrir el proyecto de ampliación del Canal |
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| Melissa Novoa |
| mnovoa@prensa.com |
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EXCEDENTES. Boris Zachrisson (a la izq.) asegura que en 2006 la participación de la ACP en el mercado eléctrico nacional fue de 12%, mientras que en 2007 fue de 10.5%.
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Para construir el tercer juego de esclusas, la Autoridad del Canal de Panamá (ACP) requiere generar más energía. Se necesitan, según las proyecciones de esta entidad, dos unidades termoeléctricas adicionales, que en vez de ser manejadas a vapor utilicen motores. Además de la instalación de hidroeléctricas que no requieran embalses.
La ACP necesita tomar la decisión de invertir en estos proyectos este año, pues lo ideal –según los planes de la empresa– sería contar con estos mecanismos de generación entre finales de 2010 y principio de 2011.
De acuerdo con Boris Zachrisson, gerente ejecutivo de Energía de la ACP, con esta inversión, aún no cuantificada, no sólo se estaría asegurando la energía que se requiere durante la construcción del tercer juego de esclusas, sino el recurso que se necesita para cubrir sus prioridades como proveedor de agua potable para las ciudades de Panamá y Colón.
También serán importantes para el esclusaje del Canal y para suplir de energía al área canalera, aunque, según Zachrisson, una vez que entre a funcionar el tercer juego de esclusas el requerimiento de energía será menor, pues las nuevas estructuras serían más eficientes que las actuales y no se necesitarán locomotoras en la operación.
Prioridades energéticas
La ACP comenzó en 2003 el proyecto de reemplazo de tecnología en su planta térmica.
De esta manera fueron reemplazadas las unidades que generan la mayor parte de energía en el año y que funcionan a vapor, por unidades más eficientes que se mueven por motor.
Ese año lo que se hizo fue reemplazar una de las cinco unidades con una inversión de 16 millones de dólares. Y en este año 2008 también entraron en funcionamiento dos unidades más a un costo de 26 millones de dólares para reemplazar obsoletas termoeléctricas, luego de que los técnicos de la institución anticiparon que estas plantas no serían funcionales en un periodo de dos a cinco años para un suministro confiable.
Zachrisson explica que se decidió reemplazar las unidades de vapor por las de motor porque la eficiencia térmica de un ciclo de vapor es 27% comparado con la de motor que es de 41%.
Escenario eléctrico
La ACP tiene una planta térmica y dos plantas hidroeléctricas, una en Madden y la otra en Gatún.
La prioridad de Madden es pro-veer de energía a las esclusas, y al área de Clayton, Albrook, Howard, Balboa, Fuerte Davis y Sherman; mientras que la de Gatún es proporcionar de agua potable a parte de la población de la capital y Colón.
Irving Bermúdez, gerente de la planta termoeléctrica de Miraflores de la ACP, indica que la planta térmica tiene una capacidad instalada de 151 megavatios y las hidroeléctricas, de 60 megavatios. Pero una vez cubierta sus necesidades, la ACP siempre trata de mantener suficiente energía fluyendo a la red nacional, vendiéndola a las distribuidoras o al mercado ocasional.
“Ahora mismo en la térmica estamos generando 90 megavatios, sin embargo hace unas semanas atrás con la crisis que había en el país se generaron 20 más para cubrir todas las necesidades”, cuenta Bermúdez. El sistema eléctrico de la ACP tiene dos puntos de conexión con la red nacional, uno está en Miraflores y se transmite a través de la subestación de Cáceres, y el otro está en el Atlántico, en la subestación de Monte Esperanza.
Con las inversiones que espera hacer la ACP no solo se garantiza cumplir con sus labores más importantes, sino de que pueda vender energía para suplir al mercado nacional. |
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| La fuerza de los eólicos |
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| Algunas empresas han avanzado en el análisis de este tipo de energía en el territorio panameño y prevén que en 2009 podrían comenzar a operar los primeros aerogeneradores en el país |
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| Wilfredo Jordan Serrano |
| wjordan@prensa.com |
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Actualmente algunas compañías hacen pruebas en Veraguas, Coclé y en La Chorrera.
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El viento se puede aprovechar para generar energía durante la temporada seca y desde hace varios meses se realizan mediciones en diferentes partes del país donde el viento sopla con mayor fuerza. Las mediciones se hacen por medio de pequeños abanicos colocados en torres a 50 y 100 metros de altura.
Y aunque hay varias empresas interesadas en desarrollar parques de generación eólica, Santa Fe Energy (SFE) y Enrilews cuentan con las concesiones aprobadas para poner a funcionar en Panamá un parque de generación de energía eólica y avanzan en los procesos de medición de los vientos.
SFE realiza las pruebas en las elevadas montañas de Veraguas, mientras que Enrilews mide la fuerza del viento en Cabobre, Coclé; y Mendoza, en La Chorrera.
SFE tiene la concesión en un área montañosa, alrededor de los picos de cerro Tute, cerro Delgadito y cerro Cabeza de Toro, entre mil y mil 400 metros sobre el nivel del mar, y ocupa un área superior a los 20 kilómetros cuadrados. La inversión inicial para este proyecto es de 133 millones de dólares.
El gerente de SFE, Roberto Moreno, asegura que en Veraguas el viento tiene una fuerza de 12 metros por segundo, una de las más altas del mundo. “Siempre hay viento, sobre todo en marzo y abril, cuando los lagos están muy bajos”, añade convencido de que en pocos meses estará aportando los primeros megavatios de energía eólica a la red eléctrica de Panamá.
“Ya tenemos compromiso con las empresas que venden los aerogeneradores, tenemos amarrado el financiamiento y el contratista”, afirma Moreno, quien lleva más de cinco años manejando este proyecto.
La construcción de la obra se podría iniciar en julio y posiblemente en 2009 estarán funcionando los primeros aerogeneradores en Panamá. La primera fase de este proyecto —que contempla instalar 40 molinos de 2 megavatios cada uno— está programada para el mes de julio, confirmó Moreno. En estos momentos los ingenieros de SFE analizan cuáles son los puntos donde se instalarán los aerogeneradores. Entre cada molino debe haber una distancia de por lo menos 140 metros.
La empresa Enrilews, filial de la española Fersa Energías Renovables, también tiene planes de empezar a operar dos parques eólicos que se proponen generar 400 megavatios a más tardar en dos años.
Enrilews también adelanta las mediciones y el proceso de negociación para comprar los aerogeneradores. Debido al alza que ha tenido el combustible en los últimos años, actualmente la demanda de aerogeneradores es alta, explica José Luis Iglesias, presidente de Enrilews.
Debido a la experiencia que tiene Fersa en la instalación de parques eólicos, Iglesias está seguro de que no será difícil comprar los motores para instalarlos en los dos primeros sitios identificados. La Mendoza, distrito de La Chorrera y Toabré, provincia de Coclé.
Pese a que la energía eólica es considerada como limpia, enfrenta resistencia ambiental por el daño que pueden causar al medio ambiente, aunque varios estudios han demostrado que más pájaros mueren en las líneas de transmisión eléctrica que por la fuerza de los abanicos eólicos. “Más bien algunas aves hasta anidan en la parte anterior del aerogenerador que se calienta”, dijo Iglesias.
La energía eólica también es cuestionada por la potencia firme, ya que no se puede garantizar la fuerza permanente de los vientos. Es por ello que hasta la fecha las empresas distribuidoras no han firmado contratos de energía eólica con los proyectos que están en construcción.
Hay que destacar que la legislación panameña exige, como mínimo dos años de mediciones ininterrumpidas antes de establecer este tipo de parques.
Moreno sostiene que los proyectos de energía renovables según las normas del mercado eléctrico en Panamá poseen potencia firme, ya que así lo establece al referirse a las centrales hidroeléctrica o eólica.
Por su parte, la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos, como ente regulador, está dispuesto a ofrecer todas las facilidades necesarias para que se desarrollen las energías renovables, dijo el administrador Víctor Urrutia.
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| Adicción al búnker C |
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| Mientras las plantas hidroeléctricas, que funcionan con agua, no logren abastecer la demanda de energía continuará el uso de los derivados del petróleo para electricidad |
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| Mario A. Muñoz |
| andresm@prensa.com |
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TÉRMICO. Las importaciones de búnker C provienen de Rusia, Corea, Venezuela y Houston y refinerías caribeñas.
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L a economía local, al igual que la regional está agobiada por una factura petrolera cada vez más abultada.
Los datos oficiales señalan que al cierre de 2007 el sector eléctrico en Panamá consumió 157.6 millones de galones de productos que incluyen el diésel normal, el diésel marino, búnker C y otros productos, de acuerdo con el Ministerio de Comercio e Industrias (Mici). El consumo por parte de las empresas térmicas de estos productos representa el 21.6% del total de hidrocarburos consumidos en el país, a pesar de que los derivados del crudo alcanzan precios máximos por el empuje del barril.
Los productos que utilizan las térmicas, según el Mici, se han encarecido este año 27.4% y la tendencia continúa hacia el alza, principalmente por factores internacionales.
Entre los derivados de petróleos, el búnker C sobresale como el combustible más usado por estas plantas, que consumen 68.2% del total importado.
Lo abrumador es que este producto ha pasado de 1.82 dólar por galón a 2.23 dólares de enero al mes de mayo de 2008, según los precios de paridad, de referencia para mayoristas.
Datos de la Cámara Marítima señalan, por su lado, que la tonelada de búnker C costaba en junio de 2006, 342.50 dólares y en el mismo mes de 2007 escaló hasta 366.50 dólares. Como si fuera poco, este año subió 55.3%; es decir, a 569.50 dólares en comparación con el año pasado.
Revertir la creciente dependencia de los hidrocarburos buscando en el aire, los ríos y la tierra fuentes de energía más baratas y menos contaminantes se ha convertido en un objetivo, pero como apunta Francisco de Ycaza, vocero de las compañías mayoristas de combustible, todavía las empresas se ven obligadas a utilizar el búnker C.
La industria energética se ha inclinado por este producto, según José Digerónimo, presidente del Comité del Cluster de Búnker de la Cámara Marítima, porque entre los derivados de petróleo éste es el más económico. “Se trata de un residuo del crudo, es lo que queda cuando procesan el petróleo, así que es el más económico de todos”.
Este es el mismo producto que utilizan los barcos para su operación, así que las empresas eléctricas se han beneficiado del desarrollo de la industria del bunkering porque se importa a grandes volúmenes, dice Digerónimo.
“Los dos mercados se complementan, lo cual permite que se garantice el abastecimiento”, apunta Digerónimo. Sin embargo, la tendencia es que disminuya la disponibilidad de búnker C porque las nuevas refinerías son cada vez más eficientes y producen gasolina sin dejar residuos.
El sector térmico es un cliente importante para la industria del bunkering, ya que representa
aproximadamente el 18% del consumo mensual, según Harry Quin, analista internacional del sector de hidrocarburos.
Entre las empresas que utilizan este combustible se encuentra Planta Noreste, mil 700 barriles; PANAM THERMAL (La Chorrera), 100 mil barriles; Pedregal Power, 40 mil barriles; Miraflores (Autoridad del Canal de Panamá), 110 mil barriles y Bahía Las Minas, 270 mil barriles.
Para la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos, las plantas que utilizan combustibles fósiles tienen una importancia estratégica porque se pueden operar en un plazo de uno o dos años, mientras las hidroeléctricas necesitan de 4 a 7 años para su construcción.
Además, cuando el agua de los ríos disminuye es clave disponer de plantas que produzcan electricidad de manera constante, independientemente de las variaciones del clima. Pero el punto de equilibrio estaría en tener plantas térmicas eficientes y lograr que la dependencia del petróleo golpee menos a la economía local.
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| Egesa invertirá en tres plantas |
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| Ante el incremento de la demanda de energía, se ha encargado a una empresa estatal entrar al sistema, mientras que se esperan nuevas plantas del sector privado y del Estado. El bajo nivel de los embalses empujaron el uso de turbinas |
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| Mario A. Muñoz |
| andresm@prensa.com |
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En estado de alerta y listos para actuar con urgencia. La compañía Empresa de Generación, S.A. (Egesa) no produce la energía más barata, no tiene la tecnología más avanzada e incluso sus turbinas de gas no son rentables, pero su actuación en la pasada crisis energética fue vital para el sistema eléctrico. Así lo asegura su gerente, Carlos Carcache.
“Como los bomberos, salimos a
generar con rapidez y estuvimos
del 2 de abril hasta el 30 de mayo, y desde el punto de vista energético salvamos al país”. Cuando se presenta un caso excepción, la empresa debe ser capaz de entrar al sistema en cinco minutos.
Los motores Pan G1 y Pan G2 —donados por AES y que se pensaba desmantelar— debieron actuar en los últimos dos meses debido al bajo nivel que registraron los embalses de las hidroeléctricas de Bayano y Fortuna, que obligó a acortar las jornadas laborales de los empleados públicos, entre otras medidas.
Esto significó gastar 6 millones 118 mil dólares para la compra de 1 millón 781 mil galones de diésel, mientras que el presupuesto estatal para comprar combustible para 2008 asciende a 20 millones de dólares.
En su oficina ubicada en Plaza Edison, Carcache acepta responder algunas preguntas después de reunirse con representantes de proveedores de equipos de Energy International con miras a instalar otra termoeléctrica.
> Luego de atender la necesidad en la pasada temporada seca, ¿Egesa se prepara para el próximo verano?
Efectivamente. Estamos en conversaciones para contar con un proyecto termoeléctrico a corto plazo y la posibilidad es que sea con combustible fósil, búnker para generar 60 megavatios. Con esto cumplimos con el objetivo de Egesa que es garantizar el suministro de energía eléctrica e incorporar competencia en el mercado de generación.
Además, el ánimo es tener un as de bajo la manga. Si el sector privado no hace las inversiones, el Estado lo hará, pero jugando con las mismas reglas y pagando los impuestos como cualquier generador.
> ¿La operación de Egesa no se trataría de un caso de competencia desleal por contar con la estructura estatal?
Pareciera que contamos con ventajas por ser del Estado, pero muchas cosas no se nos facilitan. Debemos cumplir con los mismos requisitos ante instituciones como la Asep (Autoridad de los Servicios Públicos ) o la Autoridad Nacional del Ambiente. Somos una sociedad anónima que debe cumplir con el control previo. Esta es una desventaja porque a mí no me permiten ir y comprar combustible sin pasar por la Contraloría, y esto implica toda una “tramitología”.
> ¿El Estado se vio forzado a crear esta empresa?
El Estado se vio en la necesidad de crear esta empresa, pero hay que aclarar que no se han menoscabado los derechos o irrespetado a la empresa privada, sino que con
la misma la ley hemos dispuesto competir.
> ¿Hay semejanzas con la planta de generación de la Autoridad del Canal de Panamá como modelo de empresa del Estado?
Tienen máquinas térmicas a gas parecidas, pero también tienen térmicas que utilizan búnker e hidroeléctricas. La diferencia es que somos una sociedad anónima que se rige por las leyes de comercio y el Código de Trabajo. También tenemos control previo y ellos tienen un control posterior. >>
>> Ocasionalmente ellos son autogeneradores e introducen el excedente al sistema. La condición es otra y tiene una capacidad de 190 megavatios.
> ¿Es posible que el Estado pueda crear y operar una empresa petrolera para generar competencia tal como Egesa en la electricidad?
Yo pienso que sí se puede hacer. En materia de política energética es posible hacerlo, pero carecemos de lo principal que es el petróleo. Habría que comprar derivados de petróleo y comercializarlos.
La oportunidad para Egesa es más viable porque nosotros hemos visto que el país tiene los recursos hídricos y una capacidad para genera más de dos mil megavatios de energía, cumpliendo la normativa medioambiental.
Esto quiere decir una capacidad de 200% más que la actual.
El consumo máximo ha llegado a mil 160 megavatios y la capacidad actual, en circunstancias normales, es de mil 513, siempre y cuando no esté dañada ninguna de las máquinas.
> ¿Cuál es la proyección de Egesa, qué proyectos se preven?
La filosofía de la empresa va a estar determinada por las decisiones que se tomen en materia de política energética. Vamos a ver cómo se comporta el mercado. Si la empresa privada no desarrolla los proyectos, en esa misma medida se va a dar nuestro crecimiento.
Tenemos proyectado dos hidroeléctricas adicionales, con financiamiento estatal, que son ambientalmente saludables y extraordinariamente rentables. Cada megavatio reemplaza tres barriles de petróleo por hora. Una planta operará en Santa Fe de Veraguas, con una capacidad de 2.2 megavatios y una inversión entre 5 millones y 6 millones de dólares. Se espera que esté lista en mayo del 2009. Anteriormente operaba una planta en el mismo lugar que generaba 350 kilovatios.
Las utilidades serán compartidas con el municipio de Santa Fe.
Egesa aprovechará la oportunidad del sistema de riego Remigio Rojas, en Alanje (Chiriquí), donde hay una represa. Esta obra pudiera estar lista para fines del 2009 y generar 8.8 megavatios, con
una inversión de 15 millones de dólares.
Trayectoria en el mercado eléctrico
Carlos Carcache tiene experiencia tanto en el sector privado como en el estatal. Laboró durante 12 años en el estatal Instituto de Recursos Hidráulicos y Electrificación, ocupando diferentes posiciones, desde ingeniero en el área de distribución hasta jefe del Departamento de Plantas Pequeñas. Trabajó en empresas eléctricas como Coti, S.A. y TSP y participó en la Comisión Bilateral de Gas Panamá-Colombia. Es gerente general de Egesa desde el 15 de agosto de 2006. |
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