Comisión de Política Energética (COPE) del · suministro futuro de electricidad se lleve a cabo en condiciones confiables, de mínimo costo, promoviendo las fuentes renovables,

Comisión de Política Energética (COPE) del

Ministerio de Economía y Finanzas, República de Panamá

Programa para el Desarrollo de las Naciones Unidas (PNUD)

ESTUDIO DE SUMINISTRO FUTURO DE ELECTRICIDAD DE LA REPÚBLICA DE PANAMÁ

INFORME FINAL

Archivo No. 014519/600/47RT/001/01

junio del 2002

SNC-LAVALIN Montreal, Canadá

y CONSULTORES ASOCIADOS DE INGENIERÍA S.A (CAI)

Panamá

PREFACIO Este estudio “Suministro Futuro de Electricidad” tiene por objeto evaluar las perspectivas de diferentes alternativas de suministro de energía eléctrica en el corto, mediano y largo plazo. Los resultados del estudio serán utilizados por la Comisión de Política Energética (COPE) para la elaboración de los criterios para estructurar el plan de expansión que debe desarrollar la Empresa de Transmisión Eléctrica, S. A. (ETESA), según lo establece la Ley 6 de 3 de febrero de 2000. Los resultados también estarán disponibles para promover las inversiones en el sector de generación de electricidad por parte del sector privado. Este informe es el final en una serie que cubrirá el estudio. Los informes del estudio son como sigue:

Informe 1 “Análisis de la problemática, y elaboración de una estrategia y un plan para la promoción y el efectivo desarrollo de centrales hidroeléctricas”;

Informe 2 “Perspectivas y factibilidad técnica, económica, legal y de medio

ambiente, para las importaciones de gas natural y carbón, además de la estrategia para su promoción y desarrollo efectivo por parte del sector privado”;

Informe 3 “Perspectivas y factibilidad técnica, económica, legal y de medio

ambiente para la Interconexión eléctrica con Colombia”;

Informe 4 “Estrategia y plan de promoción y desarrollo de recursos naturales renovables: solar, geotérmica, eólica y pequeñas centrales hidroeléctricas”;

Informe 5 “Evaluación del proyecto SIEPAC y factibilidad de mayor intercambio

binacional (Costa Rica - Panamá) a corto y mediano plazo”;

Informe 6 "Base de datos del estudio";

Informe final. Este informe final proporciona una visión resumida de los resultados del estudio. Información más detallada se puede encontrar en los informes específicos de cada componente señalados arriba. Este informe fue emitido en forma borrador en enero de 2002. Esta versión final resulta de los comentarios de la COPE hechos después, hasta el punto posible.

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RECONOCIMIENTO

Los Consultores desean expresar su agradecimiento al Ingeniero Rafael de Gracia del Ente Regulador de los Servicios Públicos (ERSP), a los señores Norberto Delgado, Gloria de Alvado, Julio Gordón, Daniel Pereira, Fernando Díaz y Fernando Vargas, de la Empresa de Transmisión Eléctrica, S. A. (ETESA); y en especial al Ingeniero Michael Mihalitsianos, Director Ejecutivo de la Comisión de Política Energética (COPE) del Ministerio de Política Energética y a sus colaboradores inmediatos, los señores Fernando Díaz y Agenor del Castillo; así como a sus asesores, los señores Sebastián Bernstein (Económista) y Germán Gómez (q.e.p.d.), Ambientalista; por la ayuda y colaboración prestada durante la realización de este estudio.

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ESTUDIO DE SUMINISTRO FUTURO DE ELECTRICIDAD DE LA REPÚBLICA DE PANAMÁ

INFORME FINAL

ÍNDICE

PREFACIO 1. INTRODUCCIÓN 1.1 Objetivo y alcance del programa

1.2 Términos de referencia 1.3 Estructura del sector eléctrico en Panamá y la región

2. RECURSOS HIDROELÉCTRICOS 2.1 Recursos identificados 2.2 Impacto del regimén tarifario 2.3 Plan de desarrollo de recursos hidroeléctricos 2.4 Estrategias para promover el desarrollo del recurso 3. IMPORTACIÓN DE COMBUSTIBLES - GAS

3.1. Introducción 3.2. Importación vía gasoducto 3.3. Importación vía despacho marino 3.4. Resumen de costos de importación de gas natural 3.5. Uso del gas natural en el sector eléctrico de panamá 3.6. Marco institucional y comercial

4. IMPORTACIÓN DE COMBUSTIBLES - CARBÓN

4.1 Introducción 4.2 Carbón – suministro 4.3 Nuevas tecnologías para generación con carbón y costos indicativos 4.4 Costo de generación térmica

5. INTERCONEXIÓN CON COLOMBIA

5.1 Antecedentes 5.2 Revisión de informes anteriores 5.3 Potencial del mercado 5.4 Dimensionamiento físico de la interconexión 5.5 Aspectos ambientales 5.6 Aspectos institucionales para comprar y exportar energía 5.7 Factibilidad económico-financiera preliminar 5.8 Conclusiones y recomendaciones

6. DESARROLLO DE LOS RECURSOS NATURALES RENOVABLES

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6.1 Solar 6.2 Geotérmica 6.3 Eólica 6.4 Pequeñas centrales hidroeléctricas 6.5 Estrategias para promover el desarrollo de recursos renovables 7. INTERCONEXIÓN CENTROAMERICANA (SIEPAC)

7.1 Proyecto SIEPAC y mercado eléctrico regional 7.2 Otros proyectos regionales 7.3 Desarrollo del mercado eléctrico regional 7.4 Conclusiones

8. EVALUACIÓN GLOBAL DE LAS OPCIONES VIABLES 8.1 Generación hidroeléctrica 8.2 Generación térmica a Gas Natural 8.3 Generación térmica a Carbón

8.4 Importación de Colombia 8.5 Energías renovables 8.5 Interconexión Centroamericana SIEPAC CUADROS 1.1 Evolución de los principales indicadores del sector eléctrico en Panamá 1.2 Empresas Eléctricas de Panamá 2.1 Datos de los proyectos hidroeléctricos futuros de ETESA/IRHE 2.2 Proyectos hidroeléctricos en concesión 2.3 Proyectos en concesión - posibles en el mediano plazo 2.4 Proyectos hidroeléctricos en orden de costo de energía 2.5 Características principales de los proyectos ejecutables de la cuenca Teribe 2.6 Características principales de los proyectos de la cuenca río Santa María 2.7 Cargos por uso del sistema principal de transmisión para la generación 2.8 Cargos por uso del sistema principal de transmisión para la demanda 2.9 Cargos por uso del sistema principal de transmisión para proyectos seleccionados 2.10 Costo de los proyectos hidroeléctricos (basado en datos de CEAC) 2.11 Planes referenciales de expansión de generación 2002-2016 2.12 Costo de planes referenciales de expansión de generación 3.1 Demanda proyectada promedio de gas – Panamá, MCF/día 3.2 Gasoducto Cartagena – Colón Comparación de los cálculos de tarifa del informe EE con

los casos modelo de tarifa de verificación 3.3 Volúmenes de gas natural por escenario 4.1 Principales productores e importadores de antracita (año 1999) 4.2 Precios de carbón, promedio anual, 1996-2000 USD /tonelada 4.3 Importaciones de carbón de los EE.UU. desde Colombia – precios y volúmenes 4.4 Rango de precios del carbón para costos de generación en Panamá 4.5 Estimación de costos para la planta de carbón en Telfer 2x125MW

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4.6 Costo de generación con carbón 4.7 Costos nivelados para las diferentes tecnologías 5.1 Costos incrementales promedio de largo plazo en Panamá y Colombia 5.2 Costos de inversión de la interconexión 5.3 Costo específico del transporte de energía por la interconexión 5.4 Resumen de los análisis financieros 6.1 Barreras al desarrollo de fuentes de energía renovable con conexión a la red 6.2 Barreras al desarrollo de fuentes de energía renovable en áreas aisladas 7.1 CILP a nivel de generación según escenario (Estudio GTPIR/CEAC) 7.2 Precios de la energía a nivel de generación y tipos de plantas de �nternaci 8.1 Volúmenes de Gas Natural para tres escenarios de precio 8.2 Características y Costos típicos de Plantas de Ciclo Combinado a GNL 8.3 Planta a Carbón (2x125MW) en la isla Telfer 8.4 Costos incrementales promedio de largo plazo en Panamá y Colombia 8.5 Precios de la energía a nivel de generación y tipos de plantas de expansión FIGURAS 1.1 Panamá - sector eléctrico 1.2 Principales plantas generadoras y subestaciones 2.1 Costo de energía de los proyectos hidroeléctricos (basado en datos de CEAC) 4.1 Curvas de costo nivelado - factores de planta > 40% 5.1 Urabá / Apartadó – Yaviza: alternativa A 5.2 Urabá / Apartadó – Yaviza: alternativa B 5.3 Urabá / Apartadó – Yaviza: alternativa C 7.1 Ruta Propuesta SIEPAC 7.2 CVT Costa Rica. Verano Norte-Sur 7.3 Precios spot Centroamérica (Escenario 1) 7.4 Precios spot Panamá y Costa Rica (Escenario 1) 7.5 Intercambios (Escenario 1) 7.6 Precios spot Centroamérica (Escenario 2) 7.7 Precios spot Panamá y Costa Rica (Escenario 2) 7.8 Intercambios (Escenario 2) 8.1 Competitividad del Carbón con otras tecnologías - Curvas de costo nivelado plantas de

base

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1. INTRODUCCIÓN 1.1 OBJETIVOS DE LA CONSULTORÍA El estudio “Suministro Futuro de Electricidad” tiene por objeto evaluar las perspectivas de diferentes alternativas de suministro de energía eléctrica en el corto, mediano y largo plazo. Los resultados del estudio serán utilizados por la Comisión de Política Energética (COPE) para la elaboración de los criterios para estructurar el plan de expansión que debe desarrollar la Empresa de Transmisión Eléctrica, S. A. (ETESA), según lo establece la Ley 6 de 3 de febrero de 2000. Los resultados también estarán disponibles para promover las inversiones en el sector de generación de electricidad por parte del sector privado. 1.2 ANTECEDENTES La Comisión de Política Energética tiene por función formular las políticas globales y definir la estrategia del sector energía. Esta función se desarrolla dentro del esquema que se implantó en la reorganización del sector eléctrico de Panamá entre 1997 y 1999 en base a la promulgación de la Ley 6 de 3 de febrero de 1997 (Ley de electricidad) “por la cual se Dicta el Marco Regulatorio e Institucional para la Prestación del Servicio Público de Electricidad”. Dentro de las instituciones con las cuales la COPE interactúa tenemos: (a) Ente Regulador de los Servicios Públicos (ERSP), que ejerce la función de regulación para el

sector eléctrico con respecto a la transmisión y la distribución de electricidad, mientras que la actividad de generación eléctrica esta sujeta al régimen de competencia;

(b) Empresa de Transmisión (ETESA), única institución operativa del sector que continúa

siendo propiedad del Estado y de la cual depende el Centro Nacional de Despacho (CND); (c) Ministerio de Comercio e Industrias (MICI) y en especial la Dirección de Hidrocarburos, (d) Oficina de Electrificación Rural (OER) actualmente adscrita al Fondo de Inversión Social

(FIS), (e) Autoridad Nacional del Ambiente (ANAM), (f) Comisión de Libre Competencia y Asuntos del Consumidor (CLICAC), (g) Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) al cual se halla adscrito la COPE, (h) Entidades operativas del sector privado como son:

• Refinería Panamá (REFPAN), • Empresas generadoras, • Empresas de distribución, • Otros agentes del mercado eléctrico, • Potenciales inversionistas,

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• Gremios como: Unión Panamericana de Ingenieros, Sociedad Panameña de Ingenieros y Arquitectos, Cámara de Comercio, Sindicato de Industriales, etc..

(i) Además la COPE se relaciona con entidades multilaterales. Entre otras:

• Banco Interamericano de Desarrollo (BID), • Banco Mundial (BM), • Programa para el Desarrollo de las Naciones Unidas (PNUD), • Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), • Comité Directivo Hemisférico de Energía (Miembro), • Organización de Estados Americanos (OEA) (Programas del sector energía), • Sistema de Integración Eléctrica para América Central (SIEPAC) (Miembro consejo

director). Uno de los aspectos por los cuales tiene que velar la COPE consiste en propender para que el suministro futuro de electricidad se lleve a cabo en condiciones confiables, de mínimo costo, promoviendo las fuentes renovables, respetando los aspectos ambientales y la seguridad jurídica de las inversiones. De acuerdo con la Ley de Electricidad, ETESA lleva a cabo los procedimientos de optimización necesarios para identificar el plan de expansión que es de obligatorio cumplimiento por parte de los agentes del mercado, en cuanto a generación se refiere, hasta el año 2002; más allá servirá como instrumento indicativo, y seguirá siendo elaborado con base en criterios y orientaciones que le provee la COPE. Un asunto prioritario para estructurar el plan a la luz de los objetivos trazados por la COPE, lo constituye la necesidad de analizar las alternativas del suministro de electricidad mediante:

• Recursos hidroeléctricos localizados primordialmente en la región occidental;

• Gas natural importado;

• Carbón importado;

• Suministros por intermedio de la interconexión con Centroamérica;

• Suministro por intermedio de una interconexión con Colombia;

• Recursos naturales renovables (pequeñas centrales hidráulicas, energía eólica, solar, geotermia).

De acuerdo con las proyecciones recientes realizadas por ETESA, se estima que la demanda del sistema eléctrico de Panamá crecerá a un ritmo del orden del 5% en el período 2002-2015, lo cual equivale a un crecimiento promedio anual del orden de los 60 MW en potencia y 330 GWh en energía. En el período 2002-2005 se espera se agregue una capacidad de 308 MW al sistema de generación, desglosada en 53 MW térmicos correspondientes a la planta de Pacora y 255 MW hidráulicos, correspondientes a 120 MW del Proyecto Estí y 135 MW de la repotenciación de la planta hidráulica de Bayano; con lo cual se atendería el incremento de la demanda hasta el 2005. A partir del 2006 será necesario agregar nuevas plantas para cubrir las necesidades de suministro eléctrico del país.


1.3 OBJETIVO Y ALCANCE DEL PROGRAMA Los objetivos de este estudio fueron proporcionados por COPE en sus términos de referencia para el estudio, tal como sigue:

El estudio “Suministro Futuro de Electricidad” tiene por objeto evaluar las perspectivas de diferentes alternativas de suministro de energía eléctrica en el corto, mediano y largo plazo. Los resultados del estudio serán utilizados por la Comisión de Política Energética (COPE) para la elaboración de los criterios para estructurar el plan de expansión que debe desarrollar la Empresa de Transmisión Eléctrica, S. A. (ETESA), según lo establece la Ley 6 del 3 de febrero del 2000. Los resultados también estarán disponibles para promover las inversiones en el sector de generación de electricidad por parte del sector privado.

Asimismo, los resultados del programa son diseñados para ayudar la COPE con los siguientes

temas:

Un conocimiento detallado de la problemática asociada con el desarrollo de futuros proyectos para la generación de electricidad que le permita a COPE proveer al Estado una asesoría ilustrada sobre asuntos de política energética en el sector eléctrico;

Una priorización de decisiones a ser apoyadas por el Estado para asegurar el suministro confiable, de bajo costo y ambientalmente favorable de electricidad con base en la prestación del servicio por intermedio del sector privado;

La identificación de lineamientos a ser suministrados a ETESA para la estructuración del plan de expansión;

Información de proyectos específicos para ser puesta a disposición de inversionistas potenciales en el sector eléctrico.

La información y recomendaciones descritas en este informe están expresamente diseñados para cumplir estos objetivos y para brindar los resultados requeridos, para el componente de generación hidroeléctrica.

1.4 TÉRMINOS DE REFERENCIA Los Términos de Referencia del estudio fueron divididos en seis (6) temas principales a desarrollar:

1) Generación Hidroeléctrica 2) Importación de Combustibles 3) Interconexión con Colombia 4) Recursos Renovables 5) Interconexión Centroamericana (SIEPAC) 6) Banco de Datos e Informe Final

A continuación se detalla cada uno de estos.

1.4.1 Generación hidroeléctrica (EDT 100)


Los términos de referencia señalan que se espera que las siguientes tareas sean parte de esta actividad:

• Evaluación del estado de los estudios de prefactibilidad y factibilidad de proyectos hidroeléctricos, y la reevaluación de los recursos hidráulicos a nivel nacional que está desarrollando ETESA (entidad que continúa operando la red hidrometeorológica) basada en la metodología de reevaluación recomendada por SNC Lavalin Internacional en el estudio: “Determinación del Potencial Hidroeléctrico a Nivel Nacional”, buscando determinar cuáles requieren complementarse o actualizarse y/o promoverse; además, se usaría como referencia el estudio de “Reevaluación del Potencial hidroeléctrico de las cuencas de los ríos Teribe y Changuinola”, realizada por la firma SWECO-CAI;

• Evaluación del régimen tarifario de transmisión, su efecto sobre el desarrollo de recursos hidroeléctricos y fuentes alternas, y recomendar las modificaciones al mismo que tendrían vigencia a partir del mes de julio del año 2001, cuando se inicia el segundo período tarifario;

• Identificación de un plan de desarrollo de recursos hidroeléctricos: señalando los más promisorios, junto con una evaluación de las inversiones o estudios necesarios para que sea factible su promoción;

• Determinación de medidas específicas a implementar para promover el desarrollo exitoso de los recursos hidroeléctricos y fuentes renovables por parte del sector privado con su cronograma de implementación, incluyendo un análisis pormenorizado del alcance y los efectos económicos, fiscales, sociales y jurídicos correspondientes, y los beneficios a lograrse para la población.

Con respecto al contenido del parte hidroeléctrico debe ser notado que el concepto que ha guiado la preparación del componente hidroeléctrico fue que había interés de la parte del Gobierno de Panamá en determinar sí, y cómo, se puede incrementar la futura generación hidroeléctrica sin incrementar los costos al consumidor. Convencionalmente, los beneficios de la generación hidroeléctrica yacen en la estabilidad del precio a largo plazo y en la reducción en las compras de combustible del exterior. Un énfasis principal del estudio para el componente hidroeléctrico ha sido recolectar, en la medida de lo posible, información sobre sitios hidroeléctricos que han sido identificados y evaluados en el pasado, e incluir en esta "base de datos" dicha información limitada tal como se encuentra disponible para nuevas propuestas de promotores privados. La segunda prioridad importante ha sido identificar factores y estrategias que pudieran afectar la viabilidad económica y financiera de la generación hidroeléctrica, y determinar qué función, si hubiera alguna, podría jugar el Estado en promover aprovechamientos hidroeléctricos. (Sección 6 de este informe). Debe señalarse que un objetivo fundamental de este informe ha sido ensamblar los datos disponibles sobre futuras opciones hidroeléctricas, y estos datos han sido obtenidos de varias


fuentes. En consecuencia algunas inconsistencias son inevitables. Donde fue posible, se han indicado las fuentes de datos. La manera en la cual se han realizado las evaluaciones y comparaciones refleja el requerimiento que el estudio provea pautas y una base de datos para estudios de planificación indicativa de ETESA. Por esta razón, para todas las opciones, los resultados no se han basado en estudios financieros para evitar implicar supuestos que el inversionista pueda hacer. La intención ha sido más bien recolectar y resumir tanta información sobre las varias opciones como fuera posible, a fin de definir qué opciones deben ser consideradas en estudios más detallados y los parámetros tales como la fecha más pronta de conexión eléctrica, y cantidades de energía asociadas con cada una. 1.4.2 Importación de combustibles (EDT 200)

• En los términos de referencia esta actividad es tratada bajo dos títulos, Gas natural y Carbón, sin embargo, los resultados de este componente comprenden un solo producto o informe, sobre “las importaciones de gas natural y carbón”.

Gas natural

• Tal como se describe en los términos de referencia, las actividades contempladas en esta actividad incluirían:

• Factibilidad de desarrollo de un gasoducto entre Panamá y Colombia: es necesario evaluar la factibilidad a la luz de la situación de suministro por parte de Colombia; ello incluiría las condiciones comerciales, las condiciones de contratación, las alternativas de financiamiento y construcción de un gasoducto por parte del sector privado, la revisión del anteproyecto de ley de transmisión y distribución de gas natural con las recomendaciones pertinentes para lograr un proyecto viable económicamente y que sus beneficios (menor costo de combustible, menor costo de inversión en planta generadora, mayor eficiencia de generación y menor contaminación ambiental) lleguen al consumidor final oportunamente;

• Posibilidades de importación de gas natural licuado o a presión en barcazas: se han presentado alternativas de manera informal y se requiere cuantificarlas tanto desde el punto de vista de desarrollo de infraestructura como del comercial;

• Cuantificación del mercado potencial de gas natural en el sector eléctrico en función de su precio para los generadores y las reglas del mercado mayorista de electricidad para las diferentes alternativas de importación, incluyendo las posibilidades de comercialización de electricidad con los países centroamericanos; e

• Identificación del marco institucional y comercial más adecuado para apoyar el desarrollo del gas natural.


Carbón Los términos de referencia señalan que “Este recurso no se ha utilizado para generación eléctrica en Panamá, pero sí es importado para otras industrias. Debido a su bajo costo y porque no está ligado a los vaivenes de precios de los hidrocarburos tradicionales, es una alternativa para la producción de electricidad. Existen estudios desarrollados años atrás por el IRHE que conviene revisar a la luz de las circunstancias actuales. El alcance previsto en los términos de referencia sería:

• Evaluar la validez de estudios anteriores relativos a la utilización de carbón en la generación de electricidad y actualizarlos o ampliarlos si fuere conveniente;

• Identificar y evaluar los costos de infraestructura portuaria necesarios para la importación de carbón destinado a la generación de electricidad y sus posibles ubicaciones;

• Estimar costos de suministro de carbón CIF puerto carbonero en Panamá;

• Reseñar costos indicativos de generación con base en carbón utilizando diferentes tecnologías, con énfasis en alternativas de mitigación ambiental con tecnología de punta;

• Evaluar la competitividad de la generación eléctrica con base en carbón con relación a otras tecnologías.

• Evaluar posibles ubicaciones físicas para plantas de carbón.”

Puede notarse que en 1987, JICA realizó un estudio de factibilidad para una planta de carbón propuesta 2 x 75 MW en Las Minas. 1.4.3 Interconexión con Colombia (EDT 300) Los términos de referencia hacen mención al actual bajo costo de la energía en Colombia, y que el abastecimiento de energía para Panamá desde Colombia podría ser muy competitivo en el futuro cercano, sin perder de vista los problemas de medio ambiente y de seguridad con que se tendría que tratar. El alcance del trabajo propuesto en los términos de referencia está establecido a continuación. Este componente del proyecto estaría orientado a obtener una primera aproximación al proyecto, buscando clarificar las siguientes interrogantes:

Potencial del mercado: Estimar, de acuerdo con diferentes escenarios, los volúmenes de energía que se podrían transar con la interconexión; los escenarios corresponderían tanto a condiciones de oferta y demanda en Panamá como posibles exportaciones a los demás países del Istmo; Dimensionamiento físico: Longitud de línea, subestaciones que se interconectarían, nivel de voltaje, costo esperado de inversión;


Aspectos ambientales y sociales: Clarificar los obstáculos ambientales asociados con este proyecto, y las posibles soluciones; Aspectos institucionales y de relación entre países: Aclarar los procedimientos para comprar energía para exportación en la bolsa colombiana y/o de exportación hacia Colombia; Factibilidad económica preliminar: De acuerdo con los costos de inversión estimados y los ahorros generados con las importaciones/exportaciones, determinar si el proyecto se justifica bajo diferentes escenarios y cuál sería la figura más idónea para su implementación, el grado de participación del sector privado en ambos países y consideraciones de índole tarifaria. Considerando el alcance del trabajo arriba mencionado, debe notarse que para que las importaciones de energía desde Colombia sean una alternativa viable para el futuro abastecimiento de energía en Panamá en el cercano y mediano plazo, un prerequisito es demostrar si y cómo este suministro puede ser considerado como seguro. Si no se puede establecer la seguridad del abastecimiento, entonces los costos potenciales son irrelevantes. 1.4.4 Fuentes de energía renovable (EDT 400) El alcance de los trabajos propuestos en los términos de referencia para este componente incluye:

• Evaluar los resultados de los estudios en curso en el aspecto técnico y económico y diagnosticar la conveniencia de las soluciones en términos de desarrollos como parte del sistema interconectado o como soluciones para sistemas aislados;

• Evaluar, dependiendo de su conveniencia económica y de medio ambiente para el país, la factibilidad de otorgar condiciones especiales a la generación con estos recursos para impulsar su desarrollo, e identificar esquemas específicos para impulsar estas tecnologías con el sector privado, incluyendo pero no limitándose a medidas de carácter fiscal, y revisión de diversos instrumentos legales y de mercado vigentes;

• Listar y evaluar los esquemas desarrollados en otros países, incluyendo el continente Americano y Europa, entre otros, y los efectos de su posible aplicación en Panamá.

• Si se considera pertinente, recomendar un plan de investigación más intensivo identificando posibles fuentes de financiación.


1.4.5 Interconexión centroamericana – SIEPAC (EDT 500)

Desde 1987 se está desarrollando el Proyecto Sistema de Interconexión Eléctrica para América Central (SIEPAC); actualmente el Proyecto SIEPAC tiene el objetivo dual de :

• Crear y poner en funcionamiento un mercado de transacciones de energía entre agentes de los diferentes países del istmo; y

• Construir y operar una línea de transmisión eléctrica de 230 kV, de 1800 kms de longitud que integre los sistemas eléctricos de los seis países, corriendo paralelo a los tramos de interconexión existentes, aumentando la capacidad del intercambio de 50 a 300 Megavatios durante la primera etapa, y a 600 Megavatios en la segunda etapa.

No obstante lo anterior, la implementación del Proyecto SIEPAC ha sido lenta por lo cual se plantea necesidad de evaluar otras opciones para impulsar intercambios multilaterales que permitan una materialización más rápida de los beneficios de la interconexión con los países del istmo, así como la conveniencia de una participación privada creciente en el proyecto. En consecuencia se buscará investigar:

• Las acciones para apoyar un mayor intercambio con base en los recursos existentes o mediante inversiones puntuales por parte de ETESA y el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) u otros, mientras comienza a operar el proyecto SIEPAC;

• Los incentivos para el desarrollo de recursos hidroeléctricos que podría traer una mayor integración eléctrica, al igual que para la generación a base de gas natural o carbón;

• Los posibles efectos sobre la tarifa de transmisión.

1.4.6 Banco de datos e informe final (EDT 600) Banco de Datos Tal como lo requieren los términos de referencia, los datos recolectados o desarrollados en el estudio serán provistos a COPE en forma tal que puedan ser actualizados por COPE en el futuro. Además el Consultor estará en contacto con COPE para asegurar que los datos en forma digital pueden ser almacenados en el Sistema Nacional de Información y Documentación Energética de la COPE. Se espera que los datos incluyan, pero que no estén limitados, a los siguientes:

• Hojas de datos para los proyectos hidroeléctricos candidatos, incluyendo descripción básica, situación de las investigaciones, costo, generación y tiempo necesario para puesta en marcha.

• Datos para los proyectos candidatos de energía térmica a gas y a carbón, incluyendo costo, generación y tiempo necesario para puesta en marcha.

• Datos del precio del gas y carbón

• Información sobre opciones de energía renovable

• Datos del programa SIEPAC, incluyendo mercados, demandas, disponibilidad de energía y precios

• Resultados de los estudios de las tarifas


El producto de este componente será “Entrega de base de datos e implementación en el sistema Nacional de Información y Documentación Energética de la COPE”. Informe final El informe final incluirá toda la información, conclusiones y recomendaciones desarrolladas durante el estudio.

1.5 ESTRUCTURA DEL SECTOR ELÉCTRICO EN PANAMÁ LA REGIÓN 1.5.1 Generalidades Durante los últimos años, los países del Istmo Centroamericano han avanzado de manera significativa en los procesos de transformación organizativa y funcional de sus sectores eléctricos. Algunos países, como Panamá, Guatemala, El Salvador, y Nicaragua, han avanzado más rápidamente y, en el caso de Costa Rica y Honduras se discute el tipo de estructura del nuevo modelo de sus sectores eléctricos. Los cuatro primeros países mencionados han optado por una transformación de la industria eléctrica hacia un sector de competencia con segmentación de las actividades (en mayor o menor grado), apertura a la participación de inversionistas privados y a reglas de mercado. Los procesos de transformación tienen un conjunto de características comunes que se mencionan a continuación:

• El fin de los monopolios integrados estatales.

• La separación de las actividades de la industria en generación, transmisión y distribución. Además, en algunos casos se crea la actividad de comercialización.

• La apertura a la participación privada.

• El acceso abierto a la red de transmisión (incluyendo interconexiones internacionales) y redes de distribución.

• Un conjunto de reglas de programación y despacho para optimizar el uso de los recursos de generación disponibles, priorizar los requisitos de calidad y seguridad y promover la compra eficiente y su traslado a las tarifas.

• Un Mercado de Contratos que permita acuerdos libres entre las partes para la compra y venta de energía eléctrica.

• Un Mercado de Corto Plazo, que permita intercambios de oportunidad y promueve la eficiencia en el cobertura de la demanda, con un precio determinado para cada hora que refleje el costo o precio marginal de corto plazo de producción.


• Un conjunto de Servicios Auxiliares con sus requisitos técnicos y, en distinto nivel de desarrollo, transacciones económicas asociadas a proveer dichos servicios.

• La apertura a intercambios entre empresas de distintos países, ya sea por medio de contratos así como de transacciones de oportunidad entre mercados de corto plazo.

• Un conjunto de normas técnicas, operativas y comerciales a las que se obligan las empresas que participan en el mercado (agentes) y el organismo encargado de la operación del sistema y administración del mercado.

1.5.2 Organización del sector eléctrico en América Central Empresas de transmisión, operadores de sistemas, y administradores del mercado En todos los casos la actividad de transmisión ha sido separada de la generación y de la distribución, y se ha asignado a una empresa de transmisión que se mantiene estatal. En Panamá y Nicaragua se asigna también a la empresa de transmisión las funciones de operador del sistema y administrador del mercado, y los agentes del mercado participan por medio de un Comité Operativo de consulta y supervisión. En Guatemala y El Salvador se han creado organismos independientes para cumplir este rol y los agentes del Mercado participan como accionistas y directores de la nueva empresa creada al efecto.

Generación y distribución En todos los casos en los que se ha avanzado en los procesos de transformación, se separaron las actividades de generación y distribución. También se realizó la separación horizontal de la propiedad para diversificar la cantidad de vendedores y compradores, y promover la competencia. La estructura del mercado eléctrico que se ha establecido en Panamá se resume como sigue:

• Estructura de Generación Dos empresas hidroeléctricas (Fortuna propiedad de Hydro Québec y Coastal y Los centrales Bayano y La Estrella Los Valles de AES Panamá), una empresa térmica propiedad de ENRON y autogeneradores.

• Estructura de Distribución Tres empresas de distribución, de la privatización de IRHE, (Elektra Noreste y Metro Oeste) y Empresa Distribuidora de Chiriquí; Contratos PPA trasladados a los Distribuidores y a las tarifas.

Organización comercial En todos los casos se identifica la actividad de generación, distribución y transmisión. Salvo en El Salvador, donde no existe la restricción y una misma empresa puede participar en más de una actividad (un distribuidor puede tener generación propia, un agente puede tener una línea propia para conectarse a la red).


El mercado mayorista se organiza como un mercado de contratos, de acuerdos entre las partes, y un mercado de oportunidad de corto plazo. La administración de este mercado de corto plazo se basa en minimizar el costo diario de compra, o sea un despacho de mínimo con ofertas y precio de la energía, basados en distintos conceptos (costo variable, precios de oportunidad, costo del racionamiento, valor del agua, etc.). El precio de la energía se define con pasos horarios. Salvo en el caso de El Salvador, el resto de los países diferencian dos productos: energía y potencia, cada uno con su precio y modalidad de transacciones. También todos los mercados establecen, en mayor o menor medida, negocios asociados a determinados Servicios Auxiliares. En todos los casos los agentes están habilitados a realizar transacciones internacionales. Complementariamente, los países han creado instituciones específicas (entes reguladores, organismos responsables de la operación y del despacho del sistema y la administración del mercado) y se han iniciado procesos de privatización diversificando la propiedad e incorporando nuevos actores al sector. Estos nuevos agentes incorporan nuevo conocimiento e ideas que, sumados a las nuevas reglas, han producido cambios significativos en cada eslabón de la cadena. Mercado eléctrico regional Con el fin de incrementar los beneficios de la integración eléctrica regional, los seis gobiernos centroamericanos suscribieron un Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central, el cual cobró vigencia legal en diciembre 1998, después de la ratificación parlamentaria por parte de los países. Este Tratado norma el futuro mercado eléctrico regional (el MER) mediante los principios y disposiciones correspondientes. A ese efecto se crea un órgano regulador centroamericano, denominado CRIE (Comisión Regional de Interconexión Eléctrica) y un ente operador del sistema y administrador del mercado regional, denominado EOR (Ente Operador Regional).

El mismo tratado dispone construir y poner en funcionamiento una línea adicional de interconexión eléctrica, que recorrerá todo el istmo y operará conjuntamente con las líneas nacionales y las interconexiones existentes. Por medio del tratado marco, los gobiernos darán en concesión la línea a una empresa de capital mixto denominada Empresa Propietaria de la Línea S.A., la cual se constituyó con la participación accionaría inicial de las empresas eléctricas de la región a cargo de las actividades de transmisión nacionales. Los objetivos impuestos por los gobiernos centroamericanos en la firma del tratado marco fueron los siguientes:

• Establecer las condiciones para el crecimiento del mercado eléctrico regional que abastezca en forma oportuna y sostenible la electricidad requerida para el desarrollo económico y social

• Incentivar una mayor y competitiva participación privada en el sector eléctrico

• Impulsar la infraestructura de interconexión necesaria para el desarrollo del mercado

regional

• Crear las condiciones necesarias para propiciar niveles aceptables de calidad, confiabilidad y seguridad en el suministro de energía eléctrica en la región


• Establecer reglas objetivas, transparentes y no discriminatorias para regular el

funcionamiento del mercado regional y las relaciones entre los agentes participantes, así como la creación de los entes regionales apropiados para el logro de estos objetivos

• Propiciar que los beneficios derivados del MER lleguen a todos los habitantes de los

países de la región

Desde el punto de vista de la estructura, el proceso de privatización ha abierto el espacio a la presencia de empresas privadas, fundamentalmente en los campos de la generación y la distribución. Por ejemplo, en estos momentos la capacidad instalada total del istmo está prácticamente dividida en mitades entre las empresas públicas y privadas; mientras que en el área de la distribución la presencia del sector privado es aún más fuerte. Actualmente se están definiendo los reglamentos correspondientes a las organizaciones regionales (EOR y CRIE) así como el establecimiento de los órganos directivos, lo cual implica que se están sentando las bases y dando las condiciones para poder operar y regular el mercado en el ámbito regional de una manera ordenada y de acuerdo a los principios establecidos en el Tratado Marco. Estas condiciones serán particularmente importantes cuando se materialice la integración de los 6 países en el 2002, con la entrada de la línea de interconexión entre Honduras y El Salvador. Por otro lado se puede señalar que los intercambios energéticos entre los países del istmo han crecido notoriamente. El total correspondiente al año 1998 fue de 242 GWh mientras que en 1999 se alcanzó un total de 924 GWh., es decir, casi cuatro veces más; lo cual es signo positivo de la consolidación de los mercados competitivos de la región y la ampliación de la capacidad instalada en los últimos años principalmente por parte del sector privado. El proyecto SIEPAC (Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países del Istmo Centroamericano), que constituye un pilar importante en la consolidación del MER, consiste en un sistema de transmisión a 230 kV, de 1802 kilómetros de longitud, desde la subestación Veladero en Panamá hasta la subestación El Cajón en Honduras, pasando por Costa Rica, Honduras, Nicaragua, El Salvador y Guatemala, teniendo además un ramal entre las subestaciones Pavana y Suyapa en Honduras. En la figura 1.1 se presenta de manera esquemática la situación del sector eléctrico en Panamá, en el cuadro 1.1 se incluyen los principales indicadores del subsector eléctrico, y en el cuadro 1.2 se especifican las empresas existentes en el país. La figura 1.2 muestra la ubicación de las principales plantas generadoras y subestaciones. 1.5.3 Grado de participación del sector privado Como consecuencia de las transformaciones realizadas en los subsectores eléctricos del Istmo Centroamericano, se ha producido una mayor participación del sector privado en esta actividad.


Las leyes aprobadas en cuatro países: Guatemala, El Salvador, Panamá y Nicaragua, plantean una desintegración total, lo cual ha llevado a la privatización de varias actividades. En Panamá se vendió la distribución mediante la constitución de dos empresas: Elektra Noreste que fue adquirida por la empresa Constelation de Estados Unidos y Chiriquí y Metro Oeste que fueron adquiridas por Unión Fenosa de España. En cuanto a la generación, a principios de 1999 se vendieron tres paquetes de acciones: la planta hidroeléctrica de Fortuna con una capacidad de 300 MW fue adquirida por un consorcio formado por Hydro Québec de Canadá y Coastal de Estados Unidos; Bayano (150MW), La Estrella (48 MW), los Valles (42 MW) y la Turbina de Gas de la S/E Panamá (42.8 MW) fueron adquiridas por la empresa AES de Estados Unidos y las térmicas de Bahía las Minas (280 MW) ueron adquiridas por la empresa ENRON de U.S.A.

Figura 1-1. Panamá - Sector Eléctrico

ActualActual

MERCADO ELÉCTRICO

Ente ReguladorEnte Regulador( ERSP )( ERSP )

Comisión deComisión dePolítica EnergéticaPolítica Energética

( COPE/MEF )( COPE/MEF )

EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICAEMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICAY DESPACHO DE ENERGÍAY DESPACHO DE ENERGÍA

EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓNEMPRESAS DE DISTRIBUCIÓNELEKTRANORESTE METRO-OESTE CHIRIQUÍ

AntesAntes

EMPRESAS DE GENERACIÓNEMPRESAS DE GENERACIÓNBAHÍA

LAS MINASHIDRO

BAYANOHIDRO

CHIRIQUÍHIDRO

FORTUNAOtros

GeneradoresIndependientesGeneración

GGTT

DistribuciónDD

Transmisión

I RHEI RHE

OER/FISOER/FISElect. RuralElect. Rural

Estructura del Sector Eléctrico


Cuadro 1-2. Empresas Eléctricas de Panamá

Producción

EGE Fortuna (hydro Québec) EGE Bayano (AES) EGE Chiriquí (Enron) COPESA Petroterminal Petroeléctrica Pan-Am (IGC/ERI) Arkapal Hidro Panamá Comisión del Canal (CCP)

Transmisión ETESA

Distribución EDE Metro Oeste (Unión Fenosa) EDE Chiriquí ( Unión Fenosa) EDE Noreste (Constellation)

Fuente: CEPAL, sobre la base de información oficial


Figura 1.2 Panamá. Principales Plantas Generadoras y Subestaciones

Subestación de ETESAGeneradores

Hidráulicos

Térmicos

Subestación de ETESA

Líneas de Transmisión del S.N.T230 kV existente115 kV existente230 kV Guasquitas-Panamá II por construirse230 kV Colón-Panamá II por construirse

Caldera

Progreso Mata de Nance

Guasquitas

Veladero

Llano Sánchez

Chorrera Panamá I

Panamá II

Subestación de ETESAGeneradores

Hidráulicos

Térmicos

Subestación de ETESA

Líneas de Transmisión del S.N.T230 kV existente115 kV existente230 kV Guasquitas-Panamá II por construirse230 kV Colón-Panamá II por construirse

Caldera

Progreso Mata de Nance

Guasquitas

Veladero

Llano Sánchez

Chorrera Panamá I

Panamá II


2. RECURSOS HIDROELÉCTRICOS 2.1 RECURSOS IDENTIFICADOS Los estudios de planificación realizados por el IRHE desde 1970 identificaron un número de sitios hidroeléctricos potencialmente atractivos. Muchos de estos proyectos se encuentran en las provincias de Chiriquí y Bocas del Toro, en la región occidental del país, alejados de los principales centros de carga. Además, muchos de estos sitios deben ser desarrollados con instalaciones relativamente grandes - del orden de 100 a 200 MW. La información disponible de los proyectos hidroeléctricos identificados, que se usó en este estudio fue obtenida de las fuentes siguientes:

• ETESA, para los estudios realizados por ETESA o anteriormente el IRHE,

• El Ente Regulador de los Servicios Públicos (ERSP), para los proyectos de los inversionistas privados que están en el proceso de concesión

Los estudios llevados a cabo para diversos sitios hidroeléctricos en Panamá datan, básicamente, desde 1971 y cubren etapas muy diversas, desde reconocimiento hasta factibilidad. Los estudios más recientes fueron realizados en las cuencas de los ríos Santa María (2001) y Teribe-Changuinola (2000). La información suministrada por el ERSP muestra que 17 proyectos están en el proceso de concesión. Las solicitudes del sector privado para concesiones o licencias son en gran parte para sitios que fueron identificados y evaluados por ETESA/IRHE, por lo que la información de estos proyectos puede estar disponible a partir de ambas fuentes. La información de los sitios previamente identificada y evaluada por ETESA se muestra en el cuadro 2.1 de la página siguiente. Los sitios con concesiones se listan en el cuadro 2.2 más abajo. (Es de notarse que la información en los cuadros 2.1 y 2.2 se obtiene de la página web de ETESA en 2001 y se presenta sin ninguna modificación. Sin embargo, la información está siendo actualizada periódicamente por ETESA). Debe señalarse que un objetivo fundamental de este informe ha sido ensamblar los datos disponibles sobre futuras opciones hidroeléctricas, y estos datos han sido obtenidos de varias fuentes. En consecuencia algunas inconsistencias son inevitables. Donde fue posible, se han indicado las fuentes de datos. Deben mencionarse algunos puntos para poner en contexto la importancia de los recursos hidráulicos:

• Bajo la actual ley de electricidad, todo proyecto futuro de electricidad será desarrollado por un inversionista privado, bajo el proceso de concesión. Las solicitudes actuales y futuras de concesión incluirán proyectos que hayan sido evaluados por IRHE/ETESA, que tengan disponible un nivel razonable de información y cuyos plazos de ejecución para que entren en operación podrían, por lo tanto, ser más cortos.

T:\proj\014519\7000\600REV\CAP2-Hidro.doc 2-1 25/10/2002

CUADRO 2.1 DATOS DE LOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS FUTUROS DE IRHE/ETESA

PROYECTO PROVINCIA RIOCAUDAL DISEÑO O MAX. APROV

m3/s

CAIDA APROVECHABLE

m

POTENCIA INSTALABLE

MW

POTENCIA FIRME

MW ENERGÍA GWh/AÑO

I. FACTIBILIDAD Changuinola I (1) Bocas del Toro Changuinola 180*/155.4** 130*/135** 300*/300** 220 1614*/1590**Tabasara Chiriquí Tabasará 160 158 220 218 1,273.0Bonyic Bocas del Toro Bonyic 30 100 25 9 138San Pablo II Veraguas San Pablo 75 56 39 37 163La Soledad/SM136 Veraguas Santa María 52 77 31 30 140Gualaca Chiriquí Chiriquí 125 23.5 28 24 127II. PREFACTIBILIDAD Teribe I Bocas del Toro Teribe 73*/89.5** 300*/275** 237 1,342.0Changuinola II (2) Bocas del Toro Changuinola 148*/211.3** 170*/83** 306*/ 150** 1749*/ 800**Changuinola III (3) Bocas del Toro Changuinola 33*/46** 290*/365** 102*/ 150** 585*/ 790**Culubre I (Ch IV) Bocas del Toro Culubre 46*/55.2** 290*/365** 146*/ 150** 821*/ 790**Culubre II (Ch V) Bocas del Toro Culubre 11*/15.1** 1100*/595** 128*/ 50** 726*/ 290**Teribe II Bocas del Toro Teribe 19*/22.7** 390*/385** 78 437Teribe III Bocas del Toro Teribe 34*/41.5** 320*/330** 126 710Teribe IV Bocas del Toro Teribe 9*/11** 560*/552** 59 337Teribe V Bocas del Toro Teribe 11*/12.6** 650*/639** 79 454Los Añiles (Gualaca) Chiriquí Chiriquí 125 31.5 35 30 160Chiriquí (Gualaca) Chiriquí Chiriquí 155 41 54 49 291III. RECONOCIMIENTO Guabo Chiriquí Chiriquí (Esti) 73.1 17.5 22 101Higueron Chiriquí Chiriquí (Esti) 80.4 17.5 22 111Baru Chiriquí Chiriquí Viejo 85 225 150 800Caizan Chiriquí Chiriquí Viejo 33.5 249 72 39.7 360San Lorenzo Chiriquí Fonseca 88 34 26 20.8 114Llano Ñopo Chiriquí Tabasará 36.3 150 48 44.6 256San Pablo I Veraguas San Pablo 116 20 20 16.6 81Cañazas Veraguas Cañazas 12.5 204 22 9 78Gatu Veraguas Gatú 36 92 28 23.1 118Chagres Panamá Chagres 54 77 36 31.1 170SM-82 Veraguas Santa María 162 20 26 23 103SM-106.2 Veraguas Santa María 95 27 20 18 83SM-151.7 Veraguas Santa María 44 60 21 19 91GA-16 Veraguas Gatú 55 45 19 18 76GA-30.4 Veraguas Gatú 38 128 39 35 151GA-46 Veraguas Gatú 19 139 25 23 100

IV. IDENTIFICACION Los Hoyos Chiriquí Santa María 30 40 10 43.2Los Bongos Chiriquí Gualaca 15 90 11 48Volcan Chiriquí Chiriquí Viejo 7.2 128 10 54+Gatun Colón Gatun 6 57 4.5 23+Ciri Grande Panamá Ciri 13.5 75 15 87+Trinidad Panamá Trinidad 11.74 38 7.6 33+Pequeni Colón Pequeni N/D N/D 15 50+Boqueron Colón Boqueron N/D N/D 2 10Candela Chiriquí Candela 185 22 112Tabasará Arriba Chiriquí Tabasará 47.3 70 45 245Tolé Chiriquí Tolé 3.8 160 12.5 66Los Estrechos Veraguas Cobre 46.7 30 - 80 15 79Liri Veraguas Liri 9.9 0.9 4Higuí-Corita Veraguas Corita 24.5 240 -270 48 - 90 294 - 412Bermejito Veraguas Mulaba 5.7 225 10 50El Valle Coclé Antón 2.3 170 3 21Tife Veraguas Tife 5.7 220 10 43.8San Juan Veraguas San Juan 33 31 10 50Río Piedras Colón Piedras 2.4 540 10 75Cuango Colón Cuango 14.2 17 2 10.5Los Chorros Panamá Trinidad 20 40 7.6 33Los Cañones Panamá Ciri Grande 27 85 10.8 40Mamoní Panamá Mamoni 14.9 155 16.5 100Fuente - Sitio WEB de ETESA - www.hidromet.com.pa/potencial2.htm 00/11/24+ - Centrales Hidroeléctricas, dentro de la Cuenca del Canal, sujetas a Estudios si lo autoriza el ARI.* - Estudio de Chas T. Main en el año 1979, con base en caudales promedios mensuales.** - Revaluación del Potencial de 1996 (Gabinete), para el Plan de Expansión de Generación Indicativo, con base en Caudal Turbinado. (1) - Changuinola I corresponde aproximadament con Chan 40 (40 corresponde a la Cota 40 msnm en el río Changuinola)(2) - Changuinola II corresponde aproximadamente al sitio Chan 140


CUADRO 2.2 PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS EN CONCESIÓN

PROYECTO PROVINCIA RÍO CAUDAL

DISEÑO O MAX. APROV

m 3 /s CAIDA

APROVECHABLE m

POTENCIA INSTALABLE

MW

POTENCIA FIRMA

MWENERGÍA PROMOTOR STATUS

El Síndigo Chiriquí Los Valles 185 9 Los Naranjos Overseas

Autorizado a solicitar concesión aguas y EIA

Algarrobos Chiriquí Casita de Piedra 11.2 53.2 Hidroeléctrica

Chiriquí, S.A. Contrato de concesión

en contraloría para refrendo

Candela Chiriquí Candela 1.25 CIATSAAutorizado a solicitar concesión de aguas y

hacer EIA Quebro Veraguas Quebro 8.59 Hidroeléctrica del

Sur, S. A

Autorizado a solicitar concesión de aguas y

hacer EIA Santa María Veraguas Santa María 45 24 132

Consorcio Hidroeléctrico Santa María

Contrato de concesión en contraloría para

refrendo Burica Chiriquí Chiriquí Viejo 95 60 331 Hidroburica, S. A. EIA en evaluación por

ANAM

Paso Ancho Chiriquí Chiriquí Viejo 12.4 8 72 Paso Ancho Hydropower Corp.

Trámite de cesión de concesión de aguas

ANAM (de Intercarib A Paso Ancho Hidropower

Corp.) Bajo de Mina Chiriquí Chiriquí Viejo 51 30 265 La Mina

Hydropower Corp. Trámite de cesión de concesión de aguas; Intercarib a La Mina

Hydro. Pando Chiriquí Chiriquí Viejo 266 32 175 Electrón

Investments, S. A. Autorizado a solicitar

Concesión de Aguas y Elaborar EIA

Monte Lirio Chiriquí Chiriquí Viejo 280 50 288 Electrón Investments, S. A.

Autorizado a solicitar Concesión de Aguas y

Elaborar EIA Río Piedra Colón Piedra 302 10.5 60.3 Hidroeléctrica Río

Piedra, S. A. Contrato de Concesión

Refrendado por Contraloría

Guasquitas Chiriquí 81 455 AES Panamá, S.A. Concesión otorgada

Canjilones Chiriquí 38 185 AES Panamá, S.A. Concesión otorgada

Coclé del Norte Coclé y Colón 150 Autoridad del Canal de Panamá Concesión otorgada

Indio I Panamá, Colón y Coclé 25 Autoridad del Canal

de Panamá Concesión otorgada

Indio II Panamá, Colón y Coclé 25 Autoridad del Canal

de Panamá Concesión otorgada

Bonyic Bocas del Toro Bonyc 133 32 20 146 Hidroecológica de Teribe, S.A. Concesión otorgada

Tabasará I Veraguas Tabaserá 46Consorcio

Hidroeléctrico Tabasará

Concesión en trámite

Tabasará II Veraguas Tabaserá 46Consorcio

Hidroeléctrico Tabasará


La Yeguada 7

Empresa de Distribución

Eléctrica Metro Oeste, S.A.


Los Añiles Chiriquí Chiriquí 35 30 160Generadora Eléctrica de

Panamá, S.A. Concesión en trámite

Chiriquí-El Corro Chiriquí Chiriquí 54 49 291Generadora Eléctrica de


Gualaca Chiriquí Chiriquí 28 24 127Generadora Eléctrica de



• En la actualidad, la capacidad instalada total en Panamá está en el orden de 1 260 MW, y la demanda corriente para el año 2001 está en 839 MW . Se pronostica que la demanda pico se incrementará de 839 MW en el 2001 a 1 771 MW en el año 2015, bajo el escenario de crecimiento moderado de carga. Con el fin de tener impacto en el sistema, posponiendo otros planes futuros, o afectando costos, cualquier adición (o grupo de adiciones) debería exceder alrededor de 50 MW, dado que los crecimientos proyectados de carga anual corriente se encuentran alrededor de 40 MW.

• El potencial hidroeléctrico previamente evaluado por ETESA, listado en el cuadro 2.1 de 2800 MW

• Los proyectos en concesión listados en el cuadro 2.2 cubren un total de 790 MW, incluyendo 200 MW de centrales propuestas por la Autoridad del Canal. Además, el complejo Estí, con un total de 120 MW, puede ser considerado como comprometido para la construcción. Esto deja 470 MW de proyectos en concesión que pueden ser candidatos futuros.

• Tomando en cuenta los tiempos de construcción de los proyectos, un total de 1300 MW de generación hidroeléctrica podrían ser instalados antes del 2015, adicionalmente al proyecto Estí actualmente en construcción. De este total, aproximadamente 900 MW se estima que tengan un costo promedio de generación de menos de 7 cts$/kWh

• El sistema de otorgamiento de concesiones temporales, que lleva al desarrollo final de proyectos, tiende a exagerar el número real de candidatos. Obtener una concesión temporal proporciona un medio de reservar un sitio, y una serie de promotores tienen el objetivo de realizar transacciones con las concesiones e investigaciones preliminares con grandes promotores de energía. De esta manera, los sitios donde quien mantiene la concesión no es un inversionista bien conocido pueden ser considerados como candidatos de largo plazo solamente.

En consecuencia, se asume que los proyectos candidatos representativos en el proceso de concesión que podrían ser considerados como posibles en el mediano plazo, podrían estar limitados por lo indicado en el cuadro 2.3. Puede notarse que el plan actual de ETESA (agosto 2001) incluye Guasquitas/Canijilones (Estí), Gualaca, Los Añiles, Chiriqui, y Barú . No se puede hacer una predicción razonable sobre qué proyectos podrían proceder, sin analizar los parámetros básicos del proyecto, tales como costo de capital y generación. Además, la viabilidad financiera de estos proyectos también dependerá de los impuestos futuros y otras medidas de incentivo que podrían ser introducidas, si la política energética del gobierno es incentivar el desarrollo de recursos renovables.


Cuadro 2.3 Proyectos en concesión posibles en el mediano plazo

PROYECTO POTENCIA NOMINAL MW

PROMOTOR

Burica 60 Hidroburica S.A

Pando 33 Electrón Investments S.A.

Monte Lirio 52 Electrón Investments S.A.

Paso Ancho 12 Intercarib

Bajo de Mina 51 Intercarib

Bonyic 30 Hidroecología de Teribe

Tabasara 1 46 Consorcio Hidroeléctrico Tabasará

Tabasara 2 46 Consorcio Hidroeléctrico Tabasará

Gualaca 1 28 BONTEX

Los Añiles (Gualaca 2) 35 GEPSA

Chiriqui (Gualaca 3) 56 GEPSA

TOTAL 421

Sin embargo, tomando el listado anterior como un indicador, es casi seguro que menos de un tercio de la nueva generación requerida hasta el año 2015 podría ser hidroeléctrica. 2.1.1 Valoración de la generación y costos marginales El objetivo de este estudio fue recolectar y resumir la información disponible para opciones hidroeléctricas futuras. Esta evaluación incluyó la actualización de costos de inversión cuando fue necesario y una estimación aproximada de las fechas más tempranas en operación, basada en el nivel de preparación del proyecto, y una comparación de costos promedios de generación. Como consecuencia el estudio se proporciona una evaluación global del recurso hidroeléctrico disponible y una indicación de aquellos proyectos que pueden ser suficientemente atractivos


económicamente para ser incluidos como candidatos en investigaciones más detalladas y posible implementación. Los sitios fueron evaluados mediante la relación Beneficio Costo (B/C), que implica la aplicación de criterios para definir los costos y beneficios que se describen a continuación. En esta evaluación preliminar se determinó el costo de la inversión capitalizado a la fecha de la puesta en servicio, incluyendo los intereses durante la construcción a una tasa de interés del 10%. La duración estimada del período de construcción para cada sitio fue tomada de los estudios anteriores. Los costos anuales se basaron en la amortización en 30 años y por consiguiente no reflejan costos financieros durante el período de repago. Tampoco fueron incluidos los costos de transmisión ya que estos deben basarse en la estructura tarifaria. El monto total de los beneficios anuales que podrían resultar de la construcción de cualquiera de los sitios bajo estudio está integrado por un componente de potencia y otro de energía. En este estudio, el valor absoluto de los beneficios estimados no es importante, habiéndose aplicado los mismos valores unitarios a todos los sitios, porque el objeto no es evaluar la viabilidad económica o financiera de algún sitio sino jerarquizar los sitios en términos de la relación B/C. Los beneficios anuales de generación están basados en costos fijos anuales para una planta de turbina de gas de 50 MW, para establecer el valor incremental de potencia, y el costo marginal de energía de corto plazo establecido por ETESA para el período 2001-2015. Para reflejar mejor el costo marginal del sistema, el costo de capacidad también incluye el costo de reserva rodante (operativa) Los valores adoptados en este estudio para determinar los beneficios son:

• Potencia firme1: La capacidad firme fue estimada según lo establecido en el estudio SWECO-CAI (1998)2 para los proyectos en la cuenca del río Changuinola, y con criterios similares para los otros sitios, a un precio de 110 USD/kW/año.

• Energía promedio, seleccionada como 0.044 USD/MWh, con energía promedio basada en caudales mensuales derivados para cada sitio en los estudios previos.

El costo de capital incluye los costos directos, administrativos o del propietario y los intereses durante la construcción, para obtener un valor capitalizado en la fecha de la puesta en servicio.

1 La capacidad firme de largo plazo fue calculada a partir de la capacidad media al 96.7%. Para los proyectos a filo de agua la capacidad media es igual a la capacidad media al 96.7%. Para los proyectos con capacidad de regulación suficiente (volumen útil > caudal con excedencia 96.7 % x 18 horas x 3 600 segundos) la capacidad firme de largo plazo es igual a:

Capacidad Firme de Largo Plazo = Capacidad Media a 96.7% x (24/8) 2 SWECO-CAI (1998) Reevaluación del potencial hidroeléctrico de la cuenca de los ríos Teribe y Changuinola, Panamá.


Los costos anuales están constituidos por la amortización, asumida en un 10% para 30 años, y operación y mantenimiento. En este estudio se usó un costo de OyM de 5 USD/kW/año, igual al usado por ETESA en el Plan Maestro de Generación (febrero del 2001). Debe notarse que esta reevaluación no incluyó ningún beneficio secundario, ni en términos de mejoras de la confiabilidad en el sistema o para el suministro de flujos regulados para irrigación aguas abajo. Es necesario señalar que según el estudio de 1988 sobre proyectos de mediana capacidad, casi todos los sitios podrían haber sido desarrollados para usos múltiples, y esto habría tenido un impacto significativo en la economía de estas plantas. Tiene que reconocerse que, en el marco regulatorio actual, no existe ningún mecanismo para que promotores privados reciban algún pago por estos beneficios causados a terceros. Una comparación de los costos promedios de generación para los proyectos evaluados por ETESA o que están en concesión se muestra en el cuadro 2.4 de la página siguiente. El cuadro incluye valores aproximados para cargas por transmisión, basados en la ubicación de los sitios, y la estructura tarifaria de ETESA basada en las zonas. Estas tarifas están sujetas a cambio. Nota: La manera en la cual se han realizado las evaluaciones y comparaciones refleja el requerimiento que el estudio provea pautas y una base de datos para estudios de planificación indicativa de ETESA. Por esta razón, para todas las opciones, los resultados no se han basado en estudios financieros para evitar implicar supuestos que el inversionista pudiera hacer. La intención ha sido más bien recolectar y resumir tanta información sobre las varias opciones como fuera posible, a fin de definir qué opciones deben ser consideradas en estudios más detallados y los parámetros tales como la fecha más pronta de conexión eléctrica, y cantidades de energía asociadas con cada una. Además, dado que la intención fue identificar y jerarquizar los proyectos candidatos más prometedores, las comparaciones se han basado en costos económicos del ciclo de vida. Los valores asumidos para duración del servicio, operaciones y mantenimiento, tasa de descuento, y los costos marginales asumidos como proxies para beneficios se consideran apropiados para este propósito, y el uso de valores alternativos no afectaría la clasificación. No obstante, debe notarse que recientes estimados de costos marginales en Panamá sugieren valores de 98 USD/kW-año, y 47 USD/MWh para energía. Esto reduciría los beneficios en menos de 10 %. De manera similar, los requerimientos y costos financieros reales para un rendimiento en valor líquido del inversionista serían más altos que los costos anuales ampliamente basados en una tasa de descuento del 10 %. La columna comparativa en el cuadro 2.4 calculado a una tasa de descuento del 15 %, antes de impuestos, puede proporcionar una mayor aproximación a los costos de generación durante los períodos de reembolso del préstamo.


Se debe notar que en el cálculo de costos marginales, el valor de capacidad está basado en el costo de turbina a gas de ciclo único, y el costo de la energía en térmica de ciclo combinado eficiente. Claramente, estos ingresos no justificarían la construcción de una central térmica privada de ciclo combinado. Otros problemas son que los costos marginales pueden no ser representativos de los precios del mercado spot varios años a futuro, y que ni los costos marginales ni los precios de oferta reflejen el valor real de un nuevo proyecto hidroeléctrico (por ejemplo, beneficios comunes como fiabilidad y reserva rodante, y beneficios externos para la economía).



2.1.2 Proyectos de la cuenca de Teribe-Changuinola El estudio de Reevaluación del Potencial Hidroeléctrico de la cuenca de los ríos Teribe y Changuinola consistió en determinar el potencial hidroenergético teórico de la cuenca de esos dos ríos. El potencial teórico de la cuenca, sin considerar ningún tipo de restricciones de carácter ambiental, comercial, o técnico; fue estimado en 1 864 MW, que para el esquema del mejor aprovechamiento de los ríos Teribe y Changuinola se reduce a 1 590 MW. Los proyectos que conforman el esquema para el mejor aprovechamiento hidroenergético de la cuenca fueron investigados y evaluados, al final de lo cual fueron clasificados en los dos grupos siguientes: Proyectos Ejecutables: son los de mayor interés para los inversionistas privados debido a sus ventajas económicas, plazos cortos de construcción, magnitud moderada de la inversión, riesgos técnicos y comerciales aceptables e impactos ambientales mínimos. Proyectos Complementarios: que en adición a los proyectos ejecutables, constituyen el esquema para el mejor aprovechamiento hidroeléctrico. Sin embargo, se mantienen reservas respecto a los riesgos técnicos, comerciales y ambientales de algunos de estos proyectos. El esquema para el mejor aprovechamiento de la cuenca está conformado por 6 proyectos en el río Changuinola y 2 en el Teribe. Tres de los proyectos en el río Changuinola fueron clasificados como ejecutables. Los proyectos ejecutables están localizados en la cuenca inferior y media alta del río Changuinola. Esta parte de la cuenca es bastante accesible, tiene buenos sitios de presas, el río Changuinola tiene un caudal alto y ocasiona problemas ambientales menores que los proyectos en la cuenca superior del río Changuinola y los de la cuenca del río Teribe. Los proyectos Chan-75, Chan-140 y Chan-220 deberán ser construidos en ese orden, debido, principalmente, a las características de los caminos de acceso necesarios para la construcción de estas obras. Los proyectos Chan-75 y Chan-140 tienen embalses con poca regulación, el embalse del proyecto Chan-220 es el que aporta la capacidad de regulación a estos proyectos. Debido a esta particularidad, en el proyecto Chan-220 fueron incluidos los beneficios que produce su regulación en los proyectos Chan-75 y Chan-1403. El proyecto Chan-75 tiene su presa y obra de toma en el río Changuinola en la que el fondo del cauce del río está en la cota +80 msnm. Las aguas son conducidas por un túnel hasta la casa de máquinas, localizada a 4 km aguas abajo. Los proyectos Chan-140 y Chan-220 tienen la casa de máquinas al pie de presa, que descarga en el embalse de los proyectos Chan-75 y Chan-140 respectivamente. El período de construcción de los proyectos Chan-75 y Chan-14 fue estimado en unos 4 años, mientras que el de Chan-220 es de unos 5 años. El cuadro 2.5 siguiente presenta la información básica de estos tres proyectos ejecutables. Debe señalarse que los beneficios y costos promedio de la energía están basados en los criterios establecidos en la sección 2.1.1.

3 SWECO-CAI (1998) Reevaluación del potencial hidroeléctrico de la cuenca de los ríos Teribe y Changuinola, Panamá.


Cuadro 2.5 Características principales de los proyectos ejecutables de la cuenca Teribe Changuinola

Descripción Unidad Chan-75 Chan-140 Chan-200 Embalse Área del embalse km2 7.4 3.9 11 Volumen 106 m3 124 58 334 Longitud, km km 14 22 12 Nivel máximo normal de operación msnm 127 195 280 Caudales de diseño Caudal máximo aprovechado por ambas unidades en operación m3/s 198 213 133 Presa Tipo RCC RCC RCC Altura máxima m 82 85 117 Longitud total de cresa m 425 320 462 Elevación de la cresta msnm 154 222 327 Casa de máquinas/generación Número de unidades generadoras c/u 2 2 2 Capacidad instalada total MW 158 132 126 Tipo de turbinas Francis Francis Francis Caída nominal m 85.65 66.52 102.72 Generación promedio GWh 778 637 516 Costos Costo total directo MUSD 151.414 136.204 183.688 Costo indirecto MUSD 47.013 38.107 52.592 S/T Costo total MUSD 198.428 174.311 236.280 IDC MUSD 31.481 29.331 47.937 Costo total MUSD 229.908 203.642 284.217 Generación Estación hidrométrica de referencia Valle de Riscó Peña Blanca P.Blanca y

Culubre Caudal de la central (Qgeneración) m3/s 123.6 132.5 106.3 Caída bruta m 92 68 105 Capacidad instalada MW 158 132 126 Generación promedio de largo plazo GWh 778 637 516 Beneficios Potencia firme MUSD/año 12.210 11.660 21.890 Energía MUSD/año 34.232 28.028 22.704 Total MUSD/año 46.442 39.688 44.594 Costos Costo de la inversión MUSD 198.427 174.311 236.280 Costo de la inversión + IDC MUSD 229.908 203.642 274.217 Factor de amortización (I=10%) 0.106792 0.106792 0.106792 Amortización anual MUSD 24.552 21.747 30.352 OyM a 5.0USD/kW MUSD 0.790 0.660 0.630 Costo anual total MUSD 25.342 22.407 30.982 Relación B/C 1.830 1.770 1.44

Si el ratio beneficio-costo para Chan-75 fuera recalculado con costos basados en una tasa de descuento del 15 %, el ratio B/C resultante sería 1.30. Aplicación de beneficios más bajos, costos de operación y mantenimiento más altos, y adición de cargas de transmisión podrían reducir aún más el ratio beneficio-costo a casi 1.00.


2.1.3 Proyectos de la cuenca de Santa María El estudio de la cuenca del Río Santa María consideró el potencial hidroeléctrico teórico total de la cuenca e incluyó la identificación y jerarquización en una fase de reconocimiento y la evaluación de proyectos específicos45. Este estudio concluyó que el potencial total teórico de generación de la cuenca es de 1 510 GWh, para un año hidrológico promedio, el cual corresponde a 345 MW a un factor de planta del 50%. La primera fase del estudio identificó 62 sitios como parte del proceso para evaluar el potencial total de la cuenca. Los estudios de jerarquización determinaron que un total de 8 proyectos con una capacidad instalada total de 204 MW son candidatos para una evaluación posterior. Uno de los proyectos, Santa María – 26 MW está en el proceso de concesión, por lo que fue excluido. Los otros 7 sitios fueron evaluados en la fase de reconocimiento. La duración del período de construcción de los proyectos en la cuenca del río Santa María fue estimada en tres años. En el cuadro 2.6 siguiente se presenta un resumen de datos básicos de los proyectos de la cuenca del río Santa María. Es de notarse que los beneficios y costos promedio de la energía están basados en los criterios establecidos en la sección 2.1.1. Si el ratio beneficio-costo para La Soledad (SM 136) fuera recalculado con costos basados en una tasa de descuento del 15 %, el ratio B/C resultante sería 0.85. Aplicación de beneficios más bajos, costos de operación y mantenimiento mas altos, y adición de cargas de transmisión podrían reducir aún más el ratio beneficio-costo para este proyecto candidato a casi 0.75.

4 PREEICA (1999), Evaluación del potencial hidroeléctrico de la cuenca del río Santa María – Fase 1 – Identificación de sitios. 5 PREEICA (2001), Evaluación del potencial hidroeléctrico de la cuenca del río Santa María – Fase 3 – Estudio de reconocimiento.




2.2 IMPACTO DEL RÉGIMEN TARIFARIO 2.2.1 Régimen tarifario El régimen tarifario de transmisión inicial y su nueva revisión, aprobada el 31 de mayo de 2001, han sido objeto de muchas críticas tanto por parte de los agentes generadores hidráulicos como de los poseedores de concesiones. La razón principal de estas críticas está en que las tarifas que deben pagar los agentes generadores situados especialmente en la zona oeste, a más de 400 km de la ciudad de Panamá, son mucho más altas que las que pagan otros generadores más cercanos al centro de carga. El régimen tarifario está orientado por criterios de suficiencia financiera, eficiencia económica, equidad, simplicidad y transparencia (Art. 97 de la Ley No 6 de Electricidad) y considera cargos separados por: conexión, uso de las redes de transmisión, pérdidas y servicio de operación integrada e hidrometeorologia. Los activos del sistema de transmisión están separados en dos categorías: equipo de conexión y el sistema principal de transmisión. Los cargos por conexión (“superficial”) reflejan los costos del equipo estricta y directamente necesarios para conectar cada cliente individualmente al sistema principal de transmisión. Los costos de las pérdidas de transmisión son cargados a los distribuidores y grandes clientes, con base en la energía consumida (MWh) y el precio de la energía en el mercado mayorista durante diversos períodos (pico y fuera de pico). Los costos de OyM y administración, como porcentaje del activo bruto de TRANSBA (empresa compradora seleccionada para medir la eficiencia en la gestión de ETESA), son usados para calcular los ingresos máximos permitidos correspondientes de ETESA en esos rubros para los activos pertenecientes al sistema principal de transmisión y a las conexiones. Para el cálculo del ingreso máximo permitido del servicio de operación del sistema integrado de ETESA se usan, igualmente, indicadores de la empresa compradora: la cantidad de empleados, su relación salarial y la relación porcentual de otros gastos con respecto al costo salarial. Cargos por el uso del sistema Los cargos por uso del sistema deben permitir cubrir los costos del sistema principal con el nivel de confiabilidad requerido en las normas. 2.2.2 Pliego tarifario El Pliego Tarifario del Servicio Público de Transmisión Eléctrica para ETESA, publicado el 29 de junio de 2001 (resolución No. JD-2841 del ERSP), estará vigente por un período de cuatro años. Este pliego contiene los cargos por conexión, uso del sistema principal de transmisión, servicio de operación integrada, y los factores de pérdidas de transmisión. 2.2.2.1 Cargos por conexión


Los cargos por conexión reflejan los costos de los activos necesarios con el nivel de confiabilidad requerido en las normas para conectar cada cliente al sistema principal de transmisión. Los cargos son calculados con base a los diferentes tipos de activos de conexión, puestos a disposición por ETESA y son pagados por los usuarios de acuerdo al equipamiento “típico” utilizado. 2.2.2.2 Cargos por uso del sistema principal de transmisión Los cargos por uso del sistema principal se aplican según las zonas establecidas por el ERSP en el régimen tarifario. Los cargos por uso reflejan los costos que se asignan a cada usuario por el uso del sistema principal de transmisión, con el nivel de confiabilidad requerido en las normas de acuerdo a la evaluación realizada para el período tarifario. Los cuadros 2.7 y 2.8 presentan los cargos por uso para la generación (generadores, autogeneradores y cogeneradores) y la demanda (distribuidores y grandes clientes), respectivamente.

CUADRO 2.7

CARGOS POR USO DEL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN PARA LA GENERACION

(Balboas / kW / año) ZONA Año 1 Año 2 Año 3 Año 4

1 41.25 41.25 66.42 65.40

2 35.40 37.88 54.99 50.90

3 33.35 26.15 42.51 56.44

4 47.78 47.78 63.55 42.58

5 11.82 12.60 29.62 27.28

6 -0.16 0.64 8.38 7.84

7 -4.05 -2.28 2.90 2.21

8 3.83 2.98 7.51 5.94

9 1.49 3.41 6.10 6.76

10 - - 67.46 66.44


CUADRO 2.8

CARGOS POR USO DEL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN PARA LA DEMANDA

(Balboas / kW / año) ZONA Año 1 Año 2 Año 3 Año 4

1 -13.18 -16.41 -2.39 -2.62

2 -10.77 -13.91 -2.78 -2.97

3 -52.52 -52.52 -35.91 -35.91

4 -47.78 -47.78 -20.40 -20.40

5 5.18 2.78 9.43 9.18

6 19.94 17.54 17.50 17.10

7 22.84 20.61 19.56 19.01

8 -10.22 -10.22 -8.98 -9.02

9 13.66 17.75 23.80 20.93

10 0.00 0.00 -1.61 -1.84

2.2.2.3 Cargos por servicios de operación integrada Los servicios de operación integrada incluyen los costos asociados al Centro Nacional de Despacho (CND) y de Hidrometeorología; y son recuperados por partes iguales entre los agentes productores y los agentes consumidores vinculados física y eléctricamente al Sistema Interconectado Nacional (SIN). El cargo por el servicio de operación integrada es aplicado a la capacidad instalada, en el caso de los generadores y a la demanda máxima anual no coincidente prevista, en el caso de los agentes consumidores. 2.2.2.4 Factores de pérdidas de transmisión Los costos relativos a las pérdidas de energía de transmisión son calculados mensualmente por el CND como un cargo por separado, con base en la energía mensual en MWh adquirida a través de la red y al precio de la energía en el mercado mayorista. El valor total de las pérdidas es repartido entre los agentes compradores en proporción a los Factores de Pérdidas Promedio (FPPi), para cada una de las zonas de transmisión donde actualmente se retira energía. Estos factores son utilizados para distribuir las pérdidas de energía de transmisión entre los distribuidores y grandes clientes. En las zonas en donde más de un agente comprador recibe energía, el factor de pérdida de transmisión es ponderado en proporción a la energía recibida por cada agente. Los FPPi podrán ser revisados anualmente por ETESA, o extraordinariamente si surge un comprador cuyo consumo lo justifique, previa aprobación del ERSP.


2.2.3 Impacto del pliego tarifario sobre proyectos hidroeléctricos en Panamá El cuadro 2.9 muestra el cargo por uso del sistema principal de transmisión y el cargo equivalente en energía que resulta de un factor de planta del 50% para los proyectos hidroeléctricos y de 80% para los térmicos. Para ilustrar uno de los problemas de la metodología tarifaria: la asignación incorrecta de los “usos” a sus “beneficiarios”, se usó el año 2003. Se observa que los proyectos ubicados en las zonas 1, 2, 3, 4 y 10, al oeste del país, cerca de la frontera con Costa Rica presentan los cargos mayores, entre 9.71 y 15.40 $/MWh, mientras que los proyectos cercanos a la ciudad de Panamá (zonas 6, 7, 8 y 9) disfrutan de una tarifa menor, entre 0.41 y 1.39 $/Mwh, es decir, unas 10 veces menor. Los altos cargos al oeste del país se deben no solo a la distancia al centro de carga, sino también a que en el año 2003 se adicionará la línea Guasquita-Panamá, de doble circuito en 230 kV. De acuerdo a la metodología tarifaria los proyectos que “usan” estas líneas pagan la mayor parte de sus costos, aunque con la entrada del proyecto Estí, en el 2003, la capacidad de transmisión aumentará unos 400 MW, este proyecto solo adiciona unos 120 MW de capacidad. Una debilidad de la metodología es que el costo de confiabilidad extra que gana todo el sistema por la adición de nuevos circuitos es cargado totalmente a los proyectos en esa región del país.

CUADRO 2.9

CARGOS POR USO DEL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN PARA PROYECTOS SELECCIONADOS

Planta Generadora Zona Subestación Cargo uso sistema principal (año 3)

$/kW/año

Cargo Equivalente $/MWh

Pando Montelirio, Burica (HF) 1 Progreso 66.42 15.16

Fortuna (HE) 2 Mata de Nance 54.99 12.55

Estrella (HE) 3 Caldera 42.51 9.71

Los Valles (HE) 3 Caldera 42.51 9.71

Gualaca, Los Añiles, Chiriquí (HF) 3 Guasquitas 42.51 9.71

Teribe-Changuinola (HF) 3 Guasquitas 42.51 9.71

Esti* (HF) 4 Veladero 63.55 14.51

Santa Maria (HF) 5 Llano Sánchez 29.62 6.76

PanAm (TE) 6 Chorrera 8.38 1.20

COPESA (TE) 7 Seccionadora entre Bayano-Panamá

2.90 0.41

Bayano (HE) 8 Bayano 7.51 1.71

Bahía Las Minas (TE) 9 Bahía las Minas 6.10 0.87

Bonyic (HF) 10 Changuinola 67.46 15.40

HE: Hidro existente; HF: Hidro futura; TE: Térmica existente


Se asume que los proyectos Gualaca y los del Teribe - Changuinola construirán su línea hasta la S/E Guasquitas. En ese caso, cuando más de un generador utiliza una línea ésta se transforma en parte del sistema principal, por eso, para estos proyectos, Guasquitas aparece como la S/E del sistema principal.

2.2.4 Recomendaciones para mejorar el régimen tarifario de transmisión En opinión del consultor, las recomendaciones que a continuación se presentan no están orientadas a “favorecer” a los proyectos hidráulicos y renovables sino a que los costos de cada tipo de “uso” del sistema de transmisión sean asignados de manera más eficiente a sus verdaderos beneficiarios.

Obviamente, al mejorar la eficiencia de asignación, los altos cargos que actualmente son “percibidos” por algunos agentes tenderán a disminuir ya que esta “percepción de inequidad”, en opinión del Consultor, está basada en una debilidad real y fundamental de la metodología vigente, que no reconoce las características particulares del sistema interconectado panameño (muy longitudinal y poco mallado)

A) Mejor asignación de los costos de los “usos” a sus beneficiarios En un sistema de potencia cualquiera, la transmisión generalmente está sobredimensionada y en especial, inmediatamente después del ingreso de nuevos circuitos al sistema, como ocurre en el caso de los circuitos Guasquita-Panamá. Esta “inadaptación” se explica por: a) los criterios exigentes de confiabilidad utilizados en la planificación; b) las economías de escala propias de la transmisión; c) la naturaleza “discreta” de las inversiones en transmisión; y d) los errores normales cometidos en el proceso de planificación. Esta inadaptación es particularmente notable en sistemas muy longitudinales o poco mallados como es el caso en Panamá. Una metodología de asignación de costos de transmisión debe reconocer esta característica fundamental (que pudiera ser no tan importante en países donde existen sistemas de transmisión muy mallados) y asignar correctamente el costo que tiene cada tipo de “uso” a su beneficiario correspondiente con el fin de crear señales “eficientes” para la ubicación de nueva generación. Primeramente el “uso en MW” de la capacidad adaptada (realmente utilizada) debe ser asignado a los generadores/demandas que se benefician de la misma, y en segundo lugar, el “uso” de la parte de la capacidad de transmisión (reserva producto de la inadaptación de la red) que no es utilizada debe ser repartida entre los beneficiarios, es decir, entre generadores y consumidores en proporción al beneficio que derivan de dicha reserva. Un enfoque para la tarifación del sistema de transmisión, que intenta lograr un reparto óptimo de los cargos por uso de la capacidad adaptada y de la reserva, basado en argumentos económicos avanzados, y que está siendo utilizado con éxito en varias jurisdicciones (Chile, Argentina, Perú, Nueva Zelanda, PJM, NYISO, CALISO) es el de la utilización de dos cargos separados: El Cargo Variable De Transporte CVT (que es la diferencia de los precios de la energía entre un punto de entrega y un punto de recepción) y el Cargo Complementario CC6.

6 Esta metodología requiere que se haya implementado un mercado eléctrico basado en precios nodales de la energía


El CVT representa el verdadero “costo económico” de la transmisión ya que refleja el costo de las pérdidas y de las congestiones7, pero debido a la inadaptación del sistema de transmisión, nunca alcanza más de un 20 a 30% del monto total necesario para cubrir el ingreso total permitido de la empresa de transmisión. Este CVT puede ser interpretado como el cargo por uso del sistema perfectamente adaptado. El cargo complementario (ingreso total permitido menos el CVT) que es de un 70 a 80% de los cargos, puede ser interpretado como el cargo asociado a la capacidad ociosa o reserva del sistema de transmisión. El CC es un costo hundido ya que todas las señales económicas de localización eficiente son enviadas por medio de los precios nodales y son recogidas en el CVT. En condiciones de elevada competencia es recomendable hacer recaer, -directa o indirectamente-, la mayor parte, o incluso la totalidad del cargo complementario, sobre los consumidores. En efecto, en un mercado competitivo como el de Panamá, el margen de beneficio de los generadores es muy pequeño y en estas circunstancias la generación resulta ser más elástica al precio que la demanda, por lo que una aplicación indirecta de las ideas de precios Ramsey8 llevaría a cargar la mayor parte de los costos hundidos de transmisión (el CC) a la demanda, teniendo en cuenta a ser posible su elasticidad estimada9. En el caso de Panamá, la propuesta concreta sería modificar la metodología actual de manera que el “uso” del sistema principal sea calculado usando solamente la capacidad adaptada de cada circuito y que la reserva (capacidad ociosa) sea asignada a los consumidores de acuerdo a su demanda máxima anual en forma de estampilla postal. B) Reparto diferente de los cargos a Generadores y Consumidores En Inglaterra y Gales, donde se originó la metodología de tarifas de transmisión utilizada en Panamá, los cargos por uso del sistema de transmisión son repartidos 70% a la demanda y 30% a los generadores. El consultor no ha encontrado una explicación satisfactoria de por qué en Panamá se seleccionó el reparto de 50/50. Una repartición diferente a la actual de 50/50, que le dé más peso al pago de las demandas estaría más en línea con el punto anterior, en lo que respecta a la asignación de la mayor parte de los costos hundidos al consumo.

7 En particular el IRCP (“investment cost related pricing”, utilizado en Inglaterra y Gales y en Panamá) trata de ir más lejos que los precios nodales, -que son exclusivamente de corto plazo-, en la aplicación de señales económicas de localización. 8 Ramsey demostró que la forma económicamente más eficiente de asignar un coste hundido entre un conjunto de usuarios es hacerlo en proporción inversa a su elasticidad al precio. 9 En el fondo, estas ideas son coincidentes con el método de asignación a los beneficiarios. En efecto, si la competencia es fuerte los beneficios de los generadores serán reducidos y, por el contrario, el margen de beneficio del consumidor será elevado. Se supone que los usuarios más beneficiados por la instalación están más dispuestos a aceptar cubrir una parte del costo de la misma, en proporción a su beneficio. Por consiguiente, la mayor parte del costo hundido de transmisión debe recaer sobre los consumidores.


Este punto es una aplicación particular de la recomendación “A” ya que al darle una mayor responsabilidad a la demanda en el pago de la transmisión, se trata de reflejar el beneficio que ésta tiene de la reserva (capacidad ociosa) del sistema. Esta recomendación tiene la ventaja sobre la “A” que no implicaría ningún cambio importante en la metodología tarifaria. Un cambio en los porcentajes de asignación de los cargos a la demanda y a la generación se considera como una modificación “menor” al régimen tarifario.

2.3 PLAN PARA EL APROVECHAMIENTO DE LOS RECURSOS HIDROELÉCTRICOS

El análisis realizado para determinar las mejores opciones para el desarrollo del sistema eléctrico de Panamá, teniendo presente que el objetivo fundamental debe estar orientado hacia al beneficio para los consumidores, tanto desde el punto de vista de costos como ambiental, contempló cuatro escenarios: Hidráulico, Térmico con derivados de petróleo, Térmico, con Gas Licuado y Carbón, y un plan de mínimo costo, que contempla todas las tecnologías posibles. La base de datos usada en el estudio fue tomada de la información preparada para este proyecto, de datos publicados por el Consejo de Electrificación de América Central (CEAC) y los obtenidos de organizaciones internacionales como: la Energy Information Administration (EIA), del Departamento de Energía de los Estados Unidos; la Comisión Económica para América Latina (CEPAL) y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). Esta información corresponde a datos más recientes que los usados en la definición del “Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional” publicado por ETESA en febrero del 2001. A veces hay diferencias entre los costos de inversión y OyM entre los datos de CEAC y ETESA. En consecuencia, los valores pueden variar de aquellos mostrados en el cuadro 2.4. No obstante, este análisis basado en datos de CEAC confirma la jerarquización mostrada en la sección 2.1.1. En la jerarquización de los proyectos hidroeléctricos fueron considerados los costos de generación; luego fueron determinados los planes referenciales de expansión de generación, utilizando el modelo SUPER, desarrollado por OLADE y el BID. Los criterios de costos (costos de operación y mantenimiento y tasa de descuento) asumidos en este análisis son tal como están perfilados en la sección 2.1.1. Sin embargo, tal como se anotó anteriormente, los costos representativos de un escenario de financiamiento del sector privado, junto con los probables cargos por transmisión serían significativamente más altos.


Este análisis fue realizado en respuesta al ítem de los términos de referencia, "identificación de un plan de expansión de recursos hidroeléctricos...".. Se vio esto como un requerimiento para determinar qué proyectos hidroeléctricos serían incluidos en cualquier plan indicativo preparado por ETESA, y de este modo confirmar cuáles eran los proyectos hidroeléctricos preferidos. En consecuencia el análisis fue realizado en la manera "tradicional" con SUPER, usando la base de datos del CEAC para Panamá. El resultado interesante fue que el uso de este procedimiento confirmó la identificación de los mejores o más atractivos sitios. La intención no fue determinar las tasas de retorno, o establecer la viabilidad financiera de los sitios. De modo similar, en concordancia con métodos usados por CEAC y agencias tales como ETESA, no se incluyó transmisión, aunque esto proporcionaría algún sesgo en favor de los sitios de Changuinola. Además es necesario recordar que se hizo una evaluación preliminar de casi 16 sitios para algunos de los cuales los datos de costo y generación son muy preliminares. La figura 2.1 presenta la jerarquización obtenida de los proyectos hidráulicos que resultaron más atractivos y el cuadro 2.10 muestra el detalle de los cálculos realizados. Debe notarse que los costos promedios de generación difieren un poco de los del cuadro 2.4 principalmente debido a variaciones en los costos de inversión y valores de generación para ciertos sitios. Los costos promedio estimados de la energía son mostrados para tasas de descuento de 10 y 15 %, sin y con costos de transmisión aproximados.

SISTEMA ELECTRICO DE PANAMACosto de la Energía de los Proyectos Hidroeléctricos

0.00

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.07

0.08

0.09

0.10

Cha

n 75

Gua

squi

tas

Cha

n 14

0

Chi

riquí

Gua

laca

Can

jilon

es

Los

Añi

les

Cha

n 22

0

Bar

ú

SM13

6

US$

/kW

h

a la central, I = 10% con transmisión, I = 10% a la central, I = 15% con transmisión, I = 15%

FIGURA 2.1

CLIP


CUADRO 2.10SISTEMA ELECTRICO DE PANAMACOSTO DE LOS PROYECTOS HIDROELECTRICOS

A: I = 10 % central

Proyecto Caída Fecha Más Potencia Energía M. Factor Embalse Caudal Río Regulación C.O&M Costo Factor de Costo Costo/kW TotalNeta (m) Temprana MW GWh/año Planta Hm3 m3/s m3/m3 $/kW-año s/IDC, Mill$ IDC c/IDC,Mill$ $/kW $/kW-año $/kW-año

Chan 75 81.2 2007 158.00 875.50 0.633 0.0 146.80 0.000 5.00 218.03 1.1065 241.2 1527 162 167 0.0301Guasquitas 79.9 2003 84.00 455.00 0.618 166.0 75.30 0.070 5.00 142.26 1.0942 155.7 1853 197 202 0.0372Chan 140 61.6 2009 132.00 667.80 0.578 0.0 141.20 0.000 5.00 202.86 1.1645 236.2 1790 190 195 0.0385Chiriquí 40.3 2006 54.00 282.70 0.598 0.0 93.30 0.000 5.00 96.92 1.0550 102.2 1893 201 206 0.0393Gualaca 23.2 2005 28.00 141.00 0.575 166.0 72.60 0.073 5.00 48.92 1.0662 52.2 1863 198 203 0.0402Canjilones 30.8 2003 34.80 185.00 0.607 166.0 72.60 0.073 5.00 65.83 1.1263 74.1 2131 226 231 0.0435Los Añiles 28.9 2006 35.00 176.00 0.574 0.0 72.30 0.000 5.00 69.60 1.0466 72.8 2081 221 226 0.0449Chan 220 90.0 2010 126.00 666.30 0.604 335.0 87.50 0.121 5.00 248.20 1.1613 288.2 2288 243 248 0.0468Barú 225.0 2007 150.00 761.40 0.579 0.0 57.10 0.000 5.00 317.98 1.1119 353.6 2357 250 255 0.0502SM136 78.8 2008 32.53 139.88 0.491 0.0 52.26 0.000 5.00 61.79 1.0877 67.2 2066 219 224 0.0521GA30 128.0 2008 38.60 151.35 0.448 0.0 38.20 0.000 5.00 95.83 1.0877 104.2 2700 286 291 0.0743SM82 20.0 2008 25.51 103.40 0.463 0.0 161.46 0.000 5.00 76.81 1.0877 83.5 3275 347 352 0.0869GA16 45.0 2008 19.48 76.40 0.448 0.0 54.80 0.000 5.00 56.31 1.0877 61.2 3144 334 339 0.0863GA46 169.0 2008 25.43 99.70 0.448 0.0 19.04 0.000 5.00 74.68 1.0877 81.2 3194 339 344 0.0877SM106 27.0 2008 20.30 83.02 0.467 0.0 95.18 0.000 5.00 67.57 1.0877 73.5 3621 384 389 0.0951SM151 60.0 2008 20.86 90.70 0.496 0.0 44.01 0.000 5.00 82.73 1.0877 90.0 4314 458 463 0.1064Vida Util 30 añosTasa Actual 10%

B: I = 15 %central

Proyecto Caída Fecha Más Potencia Energía M. Factor Embalse Caudal Río Regulación O&M Costo Factor de Costo Costo/kW Total $/kWhNeta (m) Temprana MW GWh/año Planta Hm3 m3/s m3/m3 $/kW-año s/IDC, Mill$ IDC c/IDC,Mill$ $/kW $/kW-año $/kW-año

Chan 75 81.2 2007 158.00 875.50 0.633 0.0 146.80 0.000 5.00 218.03 1.1065 241.2 1527 233 238 0.0429Guasquitas 79.9 2003 84.00 455.00 0.618 166.0 75.30 0.070 5.00 142.26 1.0942 155.7 1853 282 287 0.0530Chan 140 61.6 2009 132.00 667.80 0.578 0.0 141.20 0.000 5.00 202.86 1.1645 236.2 1790 273 278 0.0549Chiriquí 40.3 2006 54.00 282.70 0.598 0.0 93.30 0.000 5.00 96.92 1.0550 102.2 1893 288 293 0.0560Gualaca 23.2 2005 28.00 141.00 0.575 166.0 72.60 0.073 5.00 48.92 1.0662 52.2 1863 284 289 0.0573Canjilones 30.8 2003 34.80 185.00 0.607 166.0 72.60 0.073 5.00 65.83 1.1263 74.1 2131 324 329 0.0620Los Añiles 28.9 2006 35.00 176.00 0.574 0.0 72.30 0.000 5.00 69.60 1.0466 72.8 2081 317 322 0.0640Chan 220 90.0 2010 126.00 666.30 0.604 335.0 87.50 0.121 5.00 248.20 1.1613 288.2 2288 348 353 0.0668Barú 225.0 2007 150.00 761.40 0.579 0.0 57.10 0.000 5.00 317.98 1.1119 353.6 2357 359 364 0.0717SM136 78.8 2008 32.53 139.88 0.491 0.0 52.26 0.000 5.00 61.79 1.0877 67.2 2066 315 320 0.0743GA30 128.0 2008 38.60 151.35 0.448 0.0 38.20 0.000 5.00 95.83 1.0877 104.2 2700 411 416 0.1062SM82 20.0 2008 25.51 103.40 0.463 0.0 161.46 0.000 5.00 76.81 1.0877 83.5 3275 499 504 0.1243GA16 45.0 2008 19.48 76.40 0.448 0.0 54.80 0.000 5.00 56.31 1.0877 61.2 3144 479 484 0.1234GA46 169.0 2008 25.43 99.70 0.448 0.0 19.04 0.000 5.00 74.68 1.0877 81.2 3194 486 491 0.1254SM106 27.0 2008 20.30 83.02 0.467 0.0 95.18 0.000 5.00 67.57 1.0877 73.5 3621 551 556 0.1361SM151 60.0 2008 20.86 90.70 0.496 0.0 44.01 0.000 5.00 82.73 1.0877 90.0 4314 657 662 0.1523Vida Util 30 añosTasa Actual 15%

$/kWh

transmisión total

0.0097 0.03980.0097 0.04690.0097 0.04820.0152 0.05450.0097 0.04990.0097 0.05320.0097 0.05460.0151 0.06190.0151 0.06530.0068 0.05890.0068 0.08110.0068 0.09370.0068 0.09310.0068 0.09450.0068 0.10190.0068 0.1132

transmisión total$/kWh $/kWh

0.0097 0.05260.0097 0.06270.0097 0.06460.0152 0.07120.0097 0.06700.0097 0.07170.0097 0.07370.0151 0.08190.0151 0.08680.0068 0.08110.0068 0.11300.0068 0.13110.0068 0.13020.0068 0.13220.0068 0.14290.0068 0.1591

$/kWh $/kWh

2.3.1 Planes referenciales de expansión de generación En el cuadro 2.11 se presentan los planes referenciales de expansión de generación para los cuatro escenarios analizados y en el cuadro 2.12 se indican los costos respectivos; desglosados en costos de inversión, costos de operación incluyendo principalmente costos de combustibles, y costos de déficit. En el caso del escenario hidro se agregaron turbinas de gas Diesel para cubrir las necesidades de punta con lo cual se reducen los costos totales del sistema y en el escenario de mínimo costo se incluyeron como candidatas todas las tecnologías disponibles, a saber: hidroeléctricas, gas natural (licuado o por gasoducto), carbón y proyectos térmicos que utilizan Diesel y Búnker. También se presenta un plan referencial para un escenario cuyas candidatas fueron plantas de Gas Natural y Plantas de Carbón. Debe precisarse que los planes de expansión alternativos y los costos correspondientes mostrados aquí se basaron en una tasa de interés o descuento del 12%, pues esa era la tasa de referencia adoptada por ETESA para el desarrollo de sus planes de expansión.

T:\proj\014519\7000\600REV\CAP2\CAP2-hidro.doc 2-23 2002/10/25

CUADRO 2.11. PANAMÁ. PLANES REFERENCIALES DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN 2002 – 2016

Esc. Hidro Esc. Térmico Esc. GNL Esc. Mín. Costo AÑO

Proyecto MW Proyecto MW Proyecto MW Proyecto MW 2004 Canjilones 120 Canjilones 120 Canjilones 120 Canjilones 120

2006 TGAS 50 CCGNL 250 CCGNL 250

Pando 32 Pando 32

2007 Monte Lirio 50 Monte Lirio 50

TGAS 50

2008 Gualaca 28 Chan75 158

Chan75 158

2009 Chan140 132 CCDS 100 CCGNL 250

Los Añiles 35

SM136 33

2010 TGAS 100 CCDS 150

B.L.M-2 -40 B.L.M-2 -40 B.L.M-2 -40 B.L.M-2 -40

TG Panamá -40 TG Panamá -40 TG Panamá -40 TG Panamá -40

2011 Chan220 126 TGAS 100 CCGNL 250

Chiriquí 54

2012 TGAS 100 TGAS 100

B.L.M.-3 -40 B.L.M.-3 -40 B.L.M.-3 -40 B.L.M.-3 -40

B.L.M.-4 -40 B.L.M.-4 -40 B.L.M.-4 -40 B.L.M.-4 -40

2014 MMV 100 CCGNL 250

2015 CCDS 150 Chan140 132

2016 SM136 33

GA30 39 TGAS 50

Adición 1057 870 870 1075

Retiro -160 -160 -160 -160

Total 897 710 710 915

Térmico 90 590 590 390

Hidro 807 120 120 525

C:\Documents and Settings\adelcastillo.MEF\Mis documentos\Adelcastillo\Estudio de Suministro\Infor Final Rev\Informe Final Rev.doc 2-24 2002-01-08

El escenario de mínimo costo corresponde a la combinación de proyectos hidroeléctricos con proyectos térmicos que utilizan gas natural licuado. Para este escenario, en el período 2002-2016 se instalan 525 MW de centrales hidráulicas y 390 MW netos de plantas térmicas correspondientes a dos ciclos combinados de 250 MW que utilizan gas natural, una turbina de gas Diesel de 50 MW, menos el retiro de 160 MW. Se nota que los proyectos térmicos que utilizan Carbón, Diesel y Búnker no son atractivos en este escenario, excepto la turbina de gas Diesel como equipo de punta. En la opción basada en recursos hidráulicos se instalan 807 MW de plantas hidráulicas y un total neto de 90 MW de plantas térmicas de punta, tipo turbina de gas Diesel, menos los retiros de plantas existentes. En el escenario térmico sin gas natural, se instalan 120 MW hidráulicos del proyecto Estí, actualmente en construcción, y 590 MW netos de plantas térmicas que utilizan Diesel. En el escenario térmico que incluye gas natural licuado y Carbón también se instalan 590 MW de plantas térmicas, pero en este caso todas son de gas natural, lo cual reafirma el atractivo de este energético. En el caso de Carbón, a pesar de que se conocen plantas en Chile con costos del orden de los 1 300 USD/kW, se asumieron costos estándares promedios en el ámbito internacional de alrededor de 1 570 USD/kW. En el cuadro 2.12 se observa que el escenario de mayor costo es el térmico sin gas natural ni carbón con un costo actualizado a enero del 2002 de 1 474 millones de USD y un costo incremental de largo plazo de 74.2 USD/MWh para el período 2002-2016. Si el desarrollo del Sector Eléctrico de Panamá se realiza con recursos hidroeléctricos el costo del plan se reduce a 1274 millones de USD y el costo incremental de largo plazo a 57.4 USD/MWh con una disminución de 200 millones de USD y 16.9 USD/MWh en el costo incremental de largo, que se traduciría en un beneficio del orden del 23 % para los consumidores. Si el aprovechamiento se realiza con plantas de gas natural (licuado o por gasoducto), incluyendo también como candidatas plantas de carbón, el costo del plan se reduce a 1 225 millones de USD y el costo incremental de largo plazo a 49.5 USD/MWh para el período 2002-2016, con una disminución de 49 millones de USD en el valor presente y 7.8 USD/MWh en el costo incremental de largo plazo, lo cual representaría un beneficio para los consumidores del orden del 11 % con respecto al escenario hidráulico. El escenario de mínimo costo corresponde a una combinación de recursos hidráulicos con plantas de gas natural y turbinas de gas Diesel. El costo de este plan asciende a 1 182 millones de USD y el costo incremental de largo plazo de 46 USD/MWh, con una disminución adicional para el período 2002-2016 de 43 millones de USD en costos de 3.5 USD/MWh en el costo incremental de largo plazo, atribuible a la excelente complementariedad de ambos recursos energéticos.


CUADRO 2.12 COSTOS DE PLANES REFERENCIALES DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN

Valor presente a enero del 2002 en millones de USD

Concepto Esc. Hidro Esc. Térmico Esc. GNL+Carb Esc. Mínimo Costo

Inversión 507.5 244.2 399.7 510.2

Costos de Operación 746.0 1212.4 818.5 667.8

Costo de Déficit 20.8 17.7 7.2 3.8

COSTO TOTAL 1274.3 1474.2 1225.5 1181.7

CMLP (US$/MWh) 57.3 74.2 49.5 46.0

2.4 ESTRATÉGIAS PARA PROMOVER EL APROVECHAMIENTO DEL RECURSO

Actualmente, el sistema interconectado es abastecido por una mezcla de generación hidroeléctrica y térmica, donde la mitad de la capacidad instalada es hidroeléctrica. La demanda pico actual del sistema interconectado es de unos 857.4 MW, cuyo factor de carga es de 68%. El pronóstico de crecimiento de cargas es de alrededor del 4.0% anual. ETESA (antes IRHE), fue formada en 1961, con la nacionalización de algunas empresas privadas de energía. El proceso de nacionalización fue concluido en 1974, y en 1979 se obtuvo la interconexión completa del sistema. Hasta 1965 casi toda la generación era producida por centrales térmicas a combustible, y de hecho, las únicas térmicas instaladas después de esta fecha fueron unidades de turbina a gas, vapor y de ciclo combinado. Sin embargo, el IRHE identificó y desarrolló una serie de proyectos hidroeléctricos importantes. La construcción de proyectos hidroeléctricos relativamente grandes (en relación con el sistema) comenzó con el proyecto Bayano 150 MW que fue concluido en 1976, seguido del complejo La Estrella-Los Valles 92 MW en 1980 y Fortuna 300 MW, cuya primera etapa (presa de 60 m de altura) fue concluida en 1984 y la segunda (elevación de la altura de la presa a 100 m de altura) en 1995.


Actualmente las plantas térmicas más antiguas están cerca del final de su vida útil y deberán ser reemplazadas o reconstruidas. No obstante, Panamá no tiene fuentes locales de combustible, y el uso continuo de generación térmica causará un impacto negativo en la economía del país. 2.4.1 Retos que enfrenta el hidroeléctrico y algunas soluciones Se ha contemplado que la futura nueva generación en Panamá sería provista por inversionistas privados. En consecuencia, la viabilidad de nuevos aprovechamientos hidroeléctricos debe ser considerada en términos de los factores y entorno que puedan afectar la decisión de un inversionista privado. Los factores que pueden afectar la decisión de un inversionista privado de continuar adelante con un proyecto pueden ser divididos en tres grupos:

La viabilidad financiera o económica directa de un proyecto, normalmente medida por una tasa estimada alcanzable de retorno.

El riesgo asociado con la inversión, en términos de seguridad jurídica.

Los riesgos del proyecto en términos del costo de construcción e incertidumbre hidrológica (y por lo tanto en los ingresos).

Sin embargo, hay más aspectos negativos del aprovechamiento hidroeléctrico, en comparación con la generación térmica, que tienden a afectar las decisiones para construir nuevas centrales hidroeléctricas. A fin de tomar la decisión final de construcción, el inversionista debe tener acceso o procurar directamente estudios detallados de ingeniería, incluyendo investigaciones de campo, de manera que se pueda desarrollar un diseño de seguridad ante riesgo y estimar correctamente los costos. Una investigación en una fase de factibilidad puede costar más del 2% de los costos finales de la central. En consecuencia, una inversión mínima en investigaciones para una central típica de 50 MW costaría más de 2 millones de dólares americanos. También se incurriría en costos adicionales para honorarios legales y elaboración de opciones de financiamiento. El problema es que el esquema hidroeléctrico y sus costos serán muy específicos de los sitios. En comparación, el costo de una central térmica está compuesto en gran parte por equipo comprado y estructuras de acero. Los aspectos específicos del sitio pueden afectar 10% del costo total y estarán concentrados en fundaciones y suministro de combustible o facilidades portuarias. En consecuencia, el costo de obtener información para tomar la decisión de proceder con una central térmica es mucho más bajo. Los costos de un proyecto hidroeléctrico son cargados marcadamente al inicio, de manera que el costo total del proyecto está incluido en los costos iniciales de construcción, y los costos variables futuros de operación son mínimos. Haciendo una comparación, los costos variables de una planta térmica (operación y mantenimiento, y combustible) constituirán alrededor de la mitad de los costos totales de generación. Esto presenta problemas en la provisión de un esquema de financiamiento que no resultará en flujos de caja significativamente negativos durante los primeros 10-15 años cuando el préstamo esté siendo pagado. La construcción de un proyecto puede ser frustrada por la población afectada por el proyecto, si los procesos no han sido seguidos adecuadamente. Esto requiere dos componentes - que el


proceso regulador del ambiente proporcione protección a la población que puede ser afectada por la construcción de un proyecto hidroeléctrico, y que estos procesos sean aplicados apropiadamente, tomando en cuenta a los poblados afectados.. Además de estos aspectos directos, existen algunos aspectos sobresalientes que pueden afectar la viabilidad del aprovechamiento hidroeléctrico del sector privado. Estos incluyen los siguientes: Marco regulador: Los aspectos encontrados por COPE y el ERSP en Panamá, así como en otros países, es que el marco regulador no favorece el desarrollo de los proyectos hidroeléctricos en un ambiente de mercado. Aunque los proyectos hidroeléctricos pueden tener un interés público mucho mayor. Participación de la empresa ETESA: En la Ley 6 de 3 de febrero de 1997, en el artículo No 79 acápite No 5 se establece que la empresa ETESA debe realizar los estudios básicos necesarios para identificar las posibilidades de desarrollos hidroeléctricos y geotérmicos. Al realizar los estudios preliminares e investigaciones de campo, la empresa de servicios proporciona una situación más favorable al promotor, al reducir los costos iniciales y los plazos de ejecución del proyecto. Contratos de compra venta de energía - aspectos básicos: Aún si el proyecto fuera a ser construido por un gran promotor, el promotor necesitará reducir los riesgos de ingreso. En consecuencia, un contrato de compra de energía de largo plazo permanece como un factor importante dentro de la decisión de seguir adelante con el proyecto. Los riesgos hidrológicos pueden ser manejados por medio de la obtención de seguros como los “Hedging” para mitigar los costos de aquella energía cuyo costo es superior a los de contrato y se tenga que adquirir en el mercado ocasional. Se puede considerar que el riesgo hidrológico es un riesgo de suministro que el proveedor debe abordar, sin perjuicio de usar los mecanismos de “hedging” (cobertura) que le parezcan adecuados a través del uso del mercado spot, contratos de reserva o inversión en unidades térmicas. En consecuencia, el riesgo hidrológico no debe ser tratado de la misma manera que los costos de combustible, donde el riesgo es pasado al consumidor. Sin embargo, el punto de vista alternativo expresado en este informe es que la relación entre el costo de combustible y la hidrología es parecida. No obstante, el punto es sugerir que a través de la mitigación de este riesgo, el inversionista/propietario podría reducir su precio ofertado. La pregunta es quién asegura o asume el riesgo - el generador o el usuario - de aquí el paralelo con costos de combustible. Dificultades de pago El manejo del riesgo no puede ser separado de los mecanismos de pago que han sido frecuentes hasta ahora. La base para proceder con un aprovechamiento hidroeléctrico casi debe ser el contrato de compra venta de energía (power purchase agreement - PPA). En el pasado, estos fueron diseñados para proyectos térmicos, y por lo tanto usualmente comprenden una carga de capacidad para cubrir costo hundido de inversión del proyecto y una carga de energía que cubre los costos variables de operación (principalmente combustible). Además, usualmente las variaciones en los costos de combustible son pasadas al comprador.


Sin embargo, los proyectos hidroeléctricos tienen costos de operación mínimos, de modo que en realidad lo que se necesita es un contrato que cubriría solamente los costos de inversión. El uso de contratos de capacidad firme no soluciona el problema. La cantidad de energía que puede ser entregada, comparada con el monto del contrato, puede variar debido a la dependencia del régimen hidrológico (componente del riesgo hidrológico), El énfasis actual de los contratos basados en energía no responde a la realidad y complejidad del aprovechamiento hidroeléctrico, y no toma en cuenta los beneficios que pueden ser derivados de servicios auxiliares provistos por la central hidroeléctrica. Los problemas que enfrenta un promotor hidroeléctrico serían reducidos, en gran medida, si el comprador pagara por capacidad y cargara con el riesgo hidrológico. El riesgo hidrológico es ciertamente más bajo que el de las variaciones potenciales (y experiencia histórica) del precio del combustible que el comprador acepta cuando compra energía y/o potencia a una central térmica. Financiamiento: El promotor debe obtener financiamiento de largo plazo. El financiamiento hidroeléctrico es difícil en comparación con el térmico, debido a su bajo contenido de equipo foráneo, el cual normalmente puede ser financiado a través de créditos del proveedor. La dificultad es cómo financiar el gran componente de obras civiles, especialmente donde los mercados locales de capital no están bien desarrollados. Una solución es encontrar financiamiento en el sector multilateral, con el apoyo de las agencias de financiamiento internacional tales como la Corporación Financiera Internacional (International Financial Corporation - IFC) del Banco Mundial, tal como está ocurriendo en el complejo Estí. El inversionista privado requerirá que la implementación del proyecto propuesto cumpla una serie de criterios financieros. Estos criterios típicamente incluyen:

• 17% de retorno sobre el capital, donde el capital debe ser al menos el 30% del costo total de inversión

• Créditos de proveedores con tasas de interés calculadas a las tasas bancarias.

• Riesgo político aceptable


• Clasificación de bonos del país por encima de BB (Clasificación actual para bonos emitidos por la República de Panamá están ubicados en BA1 según Moodys investment services y BB+ por Standard and Poors, lo que coloca a Panamá como uno de los países con uno de los ratings de crédito más alto en Latinoamérica).

Casi virtualmente 100% del costo de generación hidroeléctrica es la inversión inicial, con costos unitarios entre 1 500 y 2 000 USD/kW. En comparación, una central térmica de ciclo combinado tiene un costo unitario inicial de menos de 1 000 USD/ kW. Sin embargo, para la central térmica, la amortización o retorno sobre el costo inicial comprende menos de la mitad del costo de generación. En consecuencia, el financiamiento de una hidroeléctrica es más complejo y difícil que el financiamiento de una térmica. Competitividad: Los costos totales de un proyecto hidroeléctrico son incurridos, casi en su totalidad, durante el periodo de preparación del proyecto y construcción. Mientras el 50% de los costos variables de generación de la central térmica son debido al combustible. Obviamente, aún si una central hidroeléctrica y térmica fueran similares sobre una base económica (por ejemplo, valor presente de los costos del ciclo de vida y beneficios), el requerimiento actual de ingreso para la hidroeléctrica durante la fase de pago del préstamo podría ser 30 a 50% más alto que para la térmica. En consecuencia, a menos que un proyecto sea financiado fuera de la hoja de balance, a través de un financiamiento normal anual para una empresa de servicios, los ingresos solamente serán adecuados para proyectos de muy bajo costo. Por lo tanto, los proyectos económicamente atractivos son difíciles de desarrollar por el sector privado. Implementación: La práctica general de los promotores privados es construir proyectos sobre una base de ingeniería, suministro, construcción o EPC (engineering, procurement, construction). Esto incrementa el costo de las obras civiles. El propósito es aislar al promotor de los riesgos de los sobrecostos de construcción, sin embargo, el promotor todavía puede ser responsable de información suministrada a un contratista, y el contratista incluirá los márgenes de riesgo en sus costos. 2.4.2 Incentivos para el aprovechamiento de generación hidroeléctrica En los meses de marzo del 2001 y septiembre del 2002 se presentaron, para su discusión, en la Asamblea nacional los proyectos de ley para promover el uso de fuentes nuevas y renovables para la producción de energía eléctrica a través de incentivos y, por medio de ellos, reducir los impactos ambientales y la dependencia de combustibles importados.


Generación hidroeléctrica - comentarios generales Aunque hay temas específicos asociados con cada tipo de generación que afectan el interés de los inversionistas, tales como altos costos iniciales y largos plazos de entrega antes de la operación comercial, la tendencia actual hacia las centrales térmicas refleja el hecho que los verdaderos beneficios para la sociedad por el uso de fuentes renovables y generación autóctona no se ven reflejados en los precios por dicha energía. Es fundamental que los costos y beneficios ambientales y sociales estén propiamente internalizados para todas las fuentes de energía. Muchos esquemas para incentivar el aprovechamiento de los recursos renovables tratan de contrarrestar el desequilibrio en precios entre los costos reales o beneficios y los costos directos con alguna forma de subsidios financieros, tales como los propuestos en el nuevo proyecto de ley sobre incentivos. Sin embargo, las estrategias para fomentar el aprovechamiento de las energías renovables también deberían fijar como objetivo igualar las oportunidades para los inversionistas en generación térmica y energía renovable, como por ejemplo vía la aplicación de mecanismos para reducir el riesgo, costos iniciales y plazos para entrega que son requeridos para estudios de definición del proyecto para energía renovable tales como centrales hidroeléctricas, eólicas y geotérmicas. Oportunidades para la generación hidroeléctrica en el corto y mediano plazo Las nuevas fuentes más importantes de generación en Panamá, aparte de Estí, en construcción, son los proyectos Chan - 75 (158 MW), Chan-140 (132 MW), y Chan-220 (126 MW).


Estrategias específicas Mientras los indicadores económicos básicos para dichos proyectos justificarían la selección por una empresa eléctrica verticalmente integrada, como preferida sobre la alternativa térmica, los riesgos y el alto financiamiento inicial requeridos dificultan la participación de inversionistas privados. La solución es encontrar los medios para reducir el riesgo, sin incrementar los desembolsos a los inversionistas, y sin incrementar los costos a los consumidores. Las estrategias identificadas incluyen los conceptos siguientes:

• Fomentar la disponibilidad de financiamiento de largo plazo a bajo costo de fuentes internacionales, incluyendo Agencias de Crédito para la Exportación (ECA - Export Credit Agencies), y a través de mecanismos de ampliación del crédito como los provistos por el Riesgo Parcial del Banco Mundial (World Bank Partial Risk) y Garantías de Crédito Parciales (Partial Credit Guarantees).

• Aplicación adecuada de los créditos de CO2 equivalente mediante el apoyo del Estado.

• Uso de exoneración de impuestos sobre costo de importación de equipos para proyectos de recursos renovables.

• Asegurar que el mercado desregulado permita al proyecto de energía renovable ser financiado con contratos de compraventa de energía de largo plazo.

• Asegurar que los proyectos preparados para el financiamiento privado hayan sido adecuadamente preparados con anticipación por el sector público, basados en estudios técnicos básicos e investigaciones de sitio, para reducir el riesgo y plazos de entrega para su implementación.

Los temas claves son que el aprovechamiento hidroeléctrico requiere acceso a financiamiento de largo plazo, a través de un contrato de compra venta de energía y disponibilidad de información suficiente del proyecto para permitir que las decisiones sean tomadas sin llevar a cabo varios años de investigaciones y millones de dólares en gastos antes de que se tome una decisión de inversión.


Papel del Estado Una solución potencial, para un gobierno que desea implementar una política energética que resulte en el uso eficiente de los recursos hidroeléctricos autóctonos renovables para proveer estabilidad en los costos futuros de electricidad, consiste en promover la legislación adecuada que permita el desarrollo de los recursos renovables en un ambiente de mercado, internalizando los beneficios de estas Fuentes y respetando la seguridad jurídica. Estrategias adicionales Aunque las principales barreras para un aprovechamiento hidroeléctrico son financiamiento, junto con altos costos iniciales, y manejo del riesgo, existe una serie de otras iniciativas que pueden ser tomadas para animar al promotor.

1. Política nacional de promoción Es necesario que el Estado emita una política que apoye este tipo de proyectos, y que la misma sea seguida por todas las entidades estatales involucradas, pues de otra forma, el proceso para implementar este tipo de proyectos encuentra una serie de barreras de carácter institucional. En caso necesario, se deberán hacer las modificaciones al esquema legal que propicien la instalación de centrales que utilicen recursos renovables. 2. Estudios preliminares. Tal como se refiriera anteriormente, la empresa estatal debe llevar a cabo los estudios preliminares para determinar el potencial de los sitios (estudios básicos). Además, el Estado debe emprender los programas para la recolección de información básica: (hidrología, geología) etc. Con base en estos resultados, la empresa debe seleccionar los sitios que desea aprovechar y emprender los estudios de preparación del proyecto, incluyendo las investigaciones de campo. Según el numeral 5, del artículo 79 de la Ley 6 (ref. 9) ETESA tiene la responsabilidad de "realizar los estudios básicos necesarios para identificar posibilidades de aprovechamientos hidroeléctricos...." Esto significa que ETESA solamente puede realizar estudios de identificación y reconocimiento. La propuesta Ley de Incentivo debe incluir una redefinición del papel del gobierno, o de ETESA actuando a nombre del gobierno, en la preparación de proyectos, debe incluir investigaciones geológicas de campo, y proporcionar a los promotores toda la información disponible sobre sitios hidroeléctricos, incluyendo información geotécnica, geológica y planimetría, y de estudios ambientales, los cuales pueden ser reembolsados por los promotores después de la entrada en operación comercial del proyecto.


3. Convenios internacionales. El Estado panameño es signatario de los acuerdos internacionales para la reducción de emisiones (carbono) a fin de poder optar a créditos internacionales para financiar estudios de proyectos renovables. 4. Trato no discriminatorio. Compensar las ventajas arancelarias e impositivas que se aplican a los insumos requeridos por los proyectos de energías no renovables en base al no pago del impuesto de importación del combustible que se utiliza para la generación de electricidad. 5. Promoción y Apoyo Se debe proveer, por las instancias correspondientes, toda la información requerida para llevar a cabo los trámites para dar respuesta a las solicitudes presentadas. Se debe proveer información que facilite la orientación al inversionista de sitios potenciales, fuentes de financiamiento, proveedores de equipo, etc. 6. Discriminación por tamaño y conexión

Establecer procedimientos especiales mucho más simples y de menor costo para proyectos de tamaño pequeño y/o proyectos no conectados al sistema interconectado.

7. Contrato de compra venta de energía (PPA) y estructuras tarifarias

Debe reconocerse que un contrato de compra venta de energía de largo plazo es virtualmente esencial para la implementación de un proyecto hidroeléctrico por un inversionista privado. En consecuencia, las estructuras regulatorias deben tener en cuenta esto.

No obstante, se deben hacer esfuerzos adicionales para avanzar hacia diferentes modelos de contrato para generación hidroeléctrica, por los cuales los precios unitarios por energía y/o potencia sean cónsonos con los costos de inversión, y el riesgo hidrológico sea cubierto por seguros especializados u otro mecanismo.


8. Tarifas de transmisión

La estructura tarifaria actual, y los procedimientos para calcular tarifas son desfavorables para el aprovechamiento hidroeléctrico dado que los recursos naturales están lejos del centro de carga. El esquema tarifario debe reflejar la política del gobierno con respecto al aprovechamiento de los recursos naturales. El esquema actual que presenta tarifas principalmente ponderadas por distancia desde el generador hasta el centro de carga debe ser examinado y por lo menos contemplar cambios para la próxima vigencia tarifaria que se inicia en el año 2005.

9. Régimen fiscal

Existe la necesidad de examinar las opciones para incentivos fiscales y los impactos potenciales correspondientes sobre el costo de generación de nuevos proyectos hidroeléctricos, respetando la seguridad jurídica, tomando en cuenta que las compras de energía y/o potencia son realizadas mediante licitación pública. Se deben llevar a cabo los estudios como requisito para dar una buena base para la inclusión de cualquiera de tales incentivos fiscales bajo la nueva ley de promoción de proyectos de energía renovable.

Entre aquellos aspectos fiscales específicos los cambios siguientes fueron sugeridos:

a. Exoneración de todos los impuestos, aranceles, tasas y gravámenes que pudiesen ser causados por razón de la importación en la adquisición de equipos, máquinas, materiales, repuestos y demás objetos que sean necesarios para la construcción, puesta en servicio y operación de Sistemas de Centrales de Mini hidroeléctricas, Sistemas de Pequeñas Centrales Hidroeléctricas, Sistemas de Centrales Hidroeléctricas y Sistemas de Centrales de Otras Fuentes Renovables al igual que para el aumento de potencia y/o energía de las centrales existentes.

b. La sociedad que desarrolle proyectos nuevos o que aumente la capacidad de producción de energía de Sistemas de Centrales de Mini hidroeléctricas, Sistemas de Pequeñas Centrales Hidroeléctricas, Sistemas de Centrales Hidroeléctricas y Sistemas de Centrales de Otras Fuentes Renovables, podrán optar por adquirir del Estado un incentivo fiscal equivalente hasta el 25% de la inversión directa en el respectivo proyecto, en base a la reducción de toneladas de emisiones de dióxido de carbono (CO2) equivalente por año, calculados para el término de la concesión o licencia, el cual solamente podrá ser utilizado hasta el 50% del Impuesto sobre la Renta a pagar por la sociedad desarrolladora en caja en un período fiscal determinado, hasta la liquidación total del respectivo incentivo fiscal. Para los efectos de determinar el monto total del incentivo se utilizará un precio de referencia por tonelada de dióxido de carbono (CO2) equivalentes por año y una línea base en Toneladas Métricas de CO2 equivalente por Megavatio-hora por año por proyecto.


Los Sistemas de Centrales de Minihidroeléctricas, Sistemas de Pequeñas Centrales Hidroeléctricas, Sistemas de Centrales Hidroeléctricas y Sistemas de Centrales de Otras Fuentes Renovables que, al momento de la entrada en vigencia de la presente Ley, se encuentren en etapa de construcción, podrán optar por el incentivo previsto.

Es necesario que el Estado otorgue incentivos de esta naturaleza para aliviar la pesada carga requerida para desarrollar los proyectos de energías renovables durante los primeros 10 años de operación comercial, pero a la vez se requiere respetar la seguridad jurídica de las inversiones, tomando en consideración que el sector privado invirtió en el sector eléctrico USD 603 millones y será necesaria una inversión adicional de más de USD1000 millones en los próximos 10 años

c. Aplicación de un crédito fiscal hasta por un máximo del 5% del valor total de la inversión en los proyectos contemplados en la ley de incentivos, en concepto de las obras que después de la construcción de los proyectos se conviertan en infraestructura de uso público, como carreteras, caminos, puentes, alcantarillados, escuelas, centros de salud, potabilizadoras de agua y otras de similar naturaleza. El crédito requerido no puede ser objeto de compensación cesión o ser transferido. Este incentivo también deberá ser debidamente reglamentado por el Órgano Ejecutivo.

Comentarios

Estos cambios propuestos en el régimen fiscal están, en general, en acuerdo con las ideas y recomendaciones propuestas en este informe ya que internalizan los beneficios de las energías renovables. La necesidad más crítica es reducir los costos iniciales, durante el periodo de reembolso.


3. IMPORTACIÓN DE COMBUSTIBLES – GAS 3.1 INTRODUCCIÓN En este capítulo se incluye una síntesis sobre las perspectivas y factibilidad técnica, económica, legal y ambiental, para las importaciones de gas natural, cuyos temas principales se indican a continuación:

• Factibilidad de desarrollo de un gasoducto entre Panamá y Colombia: evaluación de la factibilidad a la luz de la situación de suministro por parte de Colombia; incluyendo las condiciones comerciales, condiciones de contratación, alternativas de financiamiento y construcción de un gasoducto por parte del sector privado, revisión del anteproyecto de ley de transmisión y distribución de gas natural con las recomendaciones pertinentes para lograr un proyecto viable económicamente y que sus beneficios lleguen oportunamente al consumidor final.

• Posibilidades de importación de gas natural licuado o a presión en barcazas: se presentan alternativas de manera informal las cuales es necesario cuantificar tanto desde el punto de vista de desarrollo de la infraestructura como de su comercialización.

• Cuantificación del mercado potencial de gas natural en el sector eléctrico en función del precio para los generadores y las reglas del mercado mayorista de electricidad para las diferentes alternativas de importación, incluyendo la posibilidad de comercialización de electricidad con los países centroamericanos.

• Identificación del marco institucional y comercial más adecuado para apoyar la utilización de gas natural.

3.2 IMPORTACIÓN VÍA GASODUCTO 3.2.1 Situación de los estudios relativos a gasoductos en América Central La información sobre las diferentes opciones para un posible gasoducto hacia Panamá desde el sur (Colombia), fue compilada y adaptada de un estudio realizado por Arthur D. Little10. El objetivo principal del estudio era analizar la interconexión de los sistemas regionales de gas en toda América. Por lo tanto, una conexión clave en dicho sistema interconectado sería desde Venezuela o Colombia a través de América Central hasta México, el cual a su vez se conecta con los EE.UU. y Canadá. Otro promotor de estudios relacionados con gasoductos es la Unidad de Energía de CEPAL, en México. La CEPAL realizó un estudio de prefactibilidad en 1997-1998 sobre una posible conexión de México a Guatemala, continuando hacia el sur para conectar todos los países del istmo. Asimismo, se encuentran en el proceso de completar un análisis similar de prefactibilidad de la conexión desde Venezuela o Colombia en dirección norte, en colaboración con OLADE y GTZ. Los resultados de este estudio de prefactibilidad realizado hasta la fecha no han generado suficiente interés entre los promotores potenciales para profundizar los estudios.

10 “Panamerican Gas Pipeline”, Arthur D. Little, julio de 1995.


3.2.2 Importación desde México vía el Istmo El principal objetivo del estudio de CEPAL era decidir, con base en supuestos preliminares desarrollados sobre el criterio de mínimo costo, si las economías del proyecto eran lo suficientemente atractivas para justificar proceder con un estudio de factibilidad costoso y mucho más detallado. El objetivo secundario, entre otros, era eliminar alternativas de diseño y configuración del proyecto en una etapa temprana y clasificar la importancia de sensibilidades sobre los resultados económicos del proyecto en relación con los principales parámetros técnicos y económicos. Concretamente se trataron los siguientes aspectos principales: Volúmenes de suministro, Reservas y capacidad de entrega de México; Precio de suministro; estimados de demanda de gas para los 6 países del istmo, incluyendo Panamá; definición de la infraestructura necesaria, principalmente la ruta del gasoducto y tubería servidora y elementos de compresión; costos de OyM e inversión; estimados de precios finales de ventas de gas en cada uno de los mercados; evaluación económica de cada uno de los diferentes casos.

Solamente uno de los 5 casos incluyó Panamá como un mercado a ser servido. Este fue el caso de la máxima inversión y el gasoducto más largo, que demostró no ser factible para una tasa mínima de retorno del 12%. Para el caso incluyendo Panamá la tasa fue 9.4% . En el cuadro 3.1 se muestra la demanda de gas en Panamá para el caso base. La demanda total fue desagregada en 2 categorías: Energía eléctrica e Industria.

Cuadro 3.1: Demanda proyectada promedio de gas – Panamá, MCF/día

Estudio CEPAL

2005 2010 2015 Energía eléctrica 52 103 117 Industria 3 8 11 TOTAL 55 111 128 CC (MW) 90% F.C. 350 700 795

El estudio reveló una debilidad en cuanto a la disponibilidad de gas, ya que aunque México tiene amplias reservas, la falta de inversiones ha hecho que México importe gas de los EE.UU. para satisfacer demandas existentes y la actividad de desarrollo del mercado del gas está deprimida. En conclusión, la conexión por gasoducto desde el norte, originándose en México, no es una solución factible para abastecer los modestos volúmenes de gas requeridos por el sector energía y otras demandas en Panamá, por lo menos en el corto y mediano plazo. 3.3.3 Importación desde Colombia o Venezuela vía gasoducto submarino Análisis del informe de Estudios Energéticos La investigación realizada por Estudios Energéticos es la única fuente de información en este momento sobre un proyecto definido de gasoducto de Colombia a Panamá. Fueron analizados casos para volúmenes de 100 y 150 MCF/día. La principal opción considerada es una ruta submarina de 620 km desde Cartagena, como punto de suministro, hasta Colón como punto de entrega.


Como base del presente trabajo de planificación de COPE, el consultor actualizó y modificó la demanda supuesta de Panamá, costos de inversión, OyM y parámetros de evaluación económica. Se analizaron dos casos extremos, uno con tarifa alta y otro con tarifa baja. Aparte de las diferencias en supuestos de volumen de demanda, inversión, costos de O y M, el supuesto de tributación corporativa en el caso alto de verificación (modelo alternativo) tiene un gran impacto en el incremento de la tarifa. En este caso la tarifa podría ser tan alta como USD 2.80 por MCF. Dicha tarifa, combinada con el supuesto del informe de EE de precio de suministro de USD 1.60/MCF desde Colombia más un pequeño costo de distribución del servicio en el punto de entrega de Panamá, resultaría en un costo en la generación de energía en Colón de alrededor de USD 4.50 por MCF de gas. En el cuadro 3.2 se presenta una comparación de los cálculos de la tarifa del Informe de EE con los casos modelo de tarifa de verificación.

Cuadro 3.2: Gasoducto Cartagena – Colón Comparación de los cálculos de tarifa del informe EE con los casos modelo de tarifa de verificación

Informe EE Consultor Parámetros Tarifa baja Tarifa alta Tarifa baja Tarifa alta

Demanda de Panamá, MCF/día

150 fija de por vida

100 fija de por vida

75 inicial, 150 después de 5 años, 230 después de 20

años

50 inicial, 100 después de 5 años, 150 después de 20

años Vida del proyecto, años 20 20 20 20

Inversión USD por diámetro-pulgada-milla 43 000 43 000 50 000 50 000

Costos OyM, % de inversión 1.2% 1.2% 1.5% 2.0%

Impuesto corporativo 0 0 0 40% Deducción costo de capital N.A. N.A. N.A. amortización 10

años Retorno DCF 12% p.a. 12% p.a. 12% p.a. 15% p.a. TARIFA USD/MCF 0.90 1.23 1.15 2.80

Información de CEPAL En sus comentarios preliminares, CEPAL concluye que no se recomienda la dependencia de la sola capacidad de entrega y reservas de Colombia para alimentar el gasoducto de América Central. Asimismo, indican que los requerimientos domésticos colombianos de gas para generación de electricidad durante la estación seca son tales que el suministro restante para exportación solamente cubriría una fracción de los requerimientos panameños. Además, señalan que el potencial de suministro de Venezuela es enorme y que una configuración más confiable de suministro para el gasoducto debería estar basada en una conexión con las reservas de gas venezolanas, posiblemente en adición al suministro colombiano. La distancia extra para los suministros venezolanos comparados con la fuente colombiana y una tarifa de tubería servidora más alta sería compensada de alguna manera por precios de suministro más bajos. Por ejemplo, los precios podrían encontrarse en el rango de USD 0.40 a USD 1.00 por MCF para el gas venezolano, dado que este es un gas asociado con un valor de oportunidad bajo. Esto se compara con precios altos como USD 1.60 por MCF estimados por el Informe de EE para fuente de Colombia.


Costo probable de gas enviado por tubería en la generación de electricidad en Panamá Los análisis preliminares de costos tanto del Informe de EE como de este estudio están basados en el supuesto de una línea que sirva solo la demanda panameña – sin extensiones desde allí al hacia otros países del istmo. El rango de tarifas para los casos de verificación fueron de USD 1.15 y USD 2.80 por MCF. Si se asume un costo de suministro de USD 1.60 por MCF en el punto de toma de Cartagena (con fuente colombiana o venezolana) más un pequeño costo de servicio por distribución en el extremo receptor de Colón, las tarifas de entrega estarían en el rango de USD 3.00 a USD 4.50 por MCF del gas para generación de electricidad en Colón. 3.3 IMPORTACIÓN VÍA DESPACHO MARINO 3.3.1 Gas natural licuado (LNG) El comercio del LNG ha crecido sostenidamente desde mediados de los 60s. La demanda global anual corriente es de alrededor de 100 millones de toneladas métricas. Aproximadamente dos tercios es importado por Japón. Aunque el declive económico asiático ha creado incertidumbre en la demanda futura en Japón y Corea del Sur, se espera que la demanda por LNG crezca en otros países, particularmente China e India. La emergencia de un nuevo mercado en los productores independientes de energía del LNG ha ayudado a justificar nuevos proyectos en Nigeria, Trinidad, Qatar y Omán. Para los IPPs, LNG puede representar un combustible ecológico confiable y de suministro seguro para plantas de turbina de ciclo combinado a gas. Estas plantas tienen una alta eficiencia para un costo de capital relativamente bajo. Desarrollos en la cuenca caribeña / atlántica Dos aprovechamientos en el área de la Cuenca caribeña / atlántica resaltan el potencial para un mayor uso de LNG importado en mercados más pequeños. En julio del 2000, Atlantic LNG comenzó sus entregas de gas natural desde Trinidad y Tobago hasta Puerto Rico, donde se usa el gas, principalmente para generación de electricidad. Asimismo, en el verano del 2000, una subsidiaria de AES (Applied Energy Services) y BP Amoco firmaron un acuerdo para enviar LNG desde Trinidad a la República Dominicana. Una segunda terminal y proyecto de electricidad asociado fue anunciado por Unión Fenosa y Enron en octubre del 2000. Sin embargo, la demanda de gas en la República Dominicana puede no ser suficiente para sostener dos terminales de importación de LNG. Durante el 2000 se discutieron propuestas para dos instalaciones adicionales de exportación de LNG en la cuenca americana atlántica, ambas en Venezuela. El gobierno venezolano ha decidido enfatizar el negocio del gas vía la empresa estatal, Petróleos de Venezuela (PDVSA). PDV Gas y Enron firmaron un memorando de entendimiento para construir una planta de LNG cerca a San José con una capacidad de 2 millones de toneladas métricas por año. La otra propuesta es la resurrección del proyecto Cristóbal Colón, previamente cancelado, que involucra Exxon Mobil, Royal Dutch Shell y Mitsubishi, usando gas desde el Golfo de Paria. Las empresas firmaron un memorando de entendimiento con PDVSA con respecto a una planta de LNG con una capacidad de 4 millones de toneladas métricas por año, cuyo propósito es exportar gas a EE.UU. y mercados caribeños desde el Estado de Sucre. Sin embargo, los expertos de la industria son escépticos respecto a que cualquiera de los dos encuentre mercado para el gas antes del 2010.


Configuración típica de proyecto LNG y esquema logístico El gas de un campo productor, usualmente después del primer nivel de purificación en el campo es recibido en una Planta de Licuefacción. El gas es refrigerado en una progresión de etapas de refrigeración criogénica a baja temperatura y, en el proceso, se purifica aún más hasta casi 100% metano. El metano se torna líquido a –161 o C. La reducción típica del gas en esta operación se encuentra en el rango de 6 a 7 % del volumen ingresado. El metano licuado es cargado en tanqueros trasatlánticos. El rango de tamaño de los tanqueros va de 20 000 m³ a 140 000 m³, donde el tamaño más común en el comercio es 125 000 m³. Esta operación de despacho marino involucra una reducción por evaporación de la carga útil. Dependiendo de la duración del viaje, esta reducción puede llegar a ser de 5 a 6% del volumen cargado. El enfoque típico actual es usar la evaporación como combustible para el tanquero. Por lo tanto, esto no es una pérdida total sino más bien una disminución de la carga útil. La planta de regasificación es el último eslabón en la cadena logística de LNG. La merma en esta operación llega a ser entre 3 y 4%. Cuando el gas llega al consumidor final, la merma total en un sistema logístico de LNG se encuentra en el rango de 15% del volumen original. Costos típicos Licuefacción: Los costos de capital y O y M de plantas de licuefacción de LNG han bajado en los últimos 4 o 5 años. Esto se ha debido a mejoras en la tecnología, diseño y construcción de planta. Los costos recientes de capital de plantas de licuefacción oscilan alrededor de USD 200 por tonelada/año de capacidad instalada. Los costos totales de licuefacción de ciclo de vida de servicio en una planta moderna se encuentran en el rango de USD 0.50 a USD 1.00 por MCF de gas. Despacho marino: El negocio de despacho marino de LNG, conocido por sus prácticas conservadoras, está experimentando algunos cambios fundamentales respecto a cómo se usan los barcos en el negocio. Un comercio creciente de corto plazo de LNG está creando nuevas oportunidades de negocio y forzando a la industria a reevaluar la función tradicional de los barcos de LNG. La evidencia de cambios puede ser apreciada a partir de los siguientes aspectos:

• El tamaño de la flota de LNG se ha incrementado en un 20% en los últimos 2 años.

• El número de barcos existentes de LNG sin compromisos de empleo de largo plazo cayó de 19 barcos a inicios de 1999 a 7 barcos en el 2000.

• Los nuevos precios de barcos de LNG han caído casi 50% en 10 años.

• Actualmente hay 21 barcos ordenados, con opciones para 8 barcos más a ser entregados en los siguientes 3 años.

• De 29 barcos ordenados y bajo opción, 20 no tienen empleo específico.


Las tarifas típicas de embarque para viajes al Caribe – Golfo EE.UU. – USAC, (en el rango de 3000 a 4000 km de distancia en un sentido) se encuentran en USD 0.50 por MCF de gas. Terminal receptora y regasificación: En el comercio de LNG de los EE.UU., el precio de entrega usualmente es dado después de la terminal (recepción y almacenamiento de LNG, aún en estado líquido) pero antes de la regasificación. A esto se le refiere como el “costo terminal”. El servicio de regasificación tiene muchas de las características del proceso de la licuefacción pero generalmente es menos costoso que la licuefacción. El costo se encuentra en el rango de USD 0.50 por MCF de gas. Costos totales: El costo total se situaría entre USD 2.25 y USD 3.35 por MCF. El único costo adicional a ser considerado es un costo de servicio por suministro del gas desde la planta de regasificación al consumidor. Este costo es mínimo cuando la terminal e instalación de regasificación se encuentran cerca del usuario, como es caso de las plantas eléctricas. Costo probable de LNG para generación de energía en Panamá Aunque el tema de escala de suministro de LNG ha sido crítico para la estructura de costos. Se están dando inversiones en despacho marino y plantas de licuefacción con base en servir a una combinación de 3 ó 4 clientes pequeños Otra característica del área caribeña / atlántica que está en concordancia con los desarrollos antes mencionados, es el desarrollo de más negocios spot de corto plazo de LNG. Este desarrollo más un crecimiento fuerte en la importación de EE.UU. probablemente producirá un mercado de la cuenca atlántica que use la referencia clave de gas de EE.UU., Henry Hub, como un precio marcador en los acuerdos de suministro. El comercio de LNG en esta área se tornará más como el comercio en productos líquidos con el elemento precio en contratos de suministro basado en un diferencial respecto al nivel de la referencia clave del mercado en el momento del suministro, en este caso Henry Hub. Dado que el mercado del gas en EE.UU. es muy grande en relación con las capacidades actuales de suministro de LNG de la cuenca atlántica y con la expansión de las capacidades de recepción de la terminal de EE.UU., el mercado de EE.UU. se convertirá en la disposición marginal de gas en el “sumidero” del mercado de EE.UU. Esto significa que los nuevos clientes para el gas en la región como Panamá probablemente contratarán sobre la base de pagar no menos del valor de oportunidad del gas suministrado en los EE.UU. Como un punto de inicio se podría asumir una planta de Ciclo Combinado de 200 MW, 90% de utilización. Esto requeriría alrededor de 30 MCF/día de gas. Adicionalmente se podría asumir otros 20 MCF/día, para una combinación de sustitución de combustible en planta de energía, y/o uso general industrial y comercial. Este volumen total de 50 MCF/día, ó 0.4 millones de toneladas por año de LNG, probablemente sería suficiente para justificar un acuerdo de suministro de la planta en expansión Atlantic/Trinidad u otras en el área, como futuras plantas venezolanas. Con la evolución del mercado regional hacia compromisos de volúmenes pequeños, es probable que el suministro de Panamá pueda ser obtenido a precio de desembarque en el rango superior de aquellos mostrados anteriormente para los EE.UU. Cualquier incremento en los costos debido a pequeña escala, como por ejemplo en la planta de regasificación, podría ser parcialmente compensado por costos menores de flete debido a una distancia de transporte más corta comparada con las distancias de los EE.UU. Debería ser posible que los clientes panameños obtengan abastecimiento a un costo en el rango de USD 3.00 a USD 3.50 por MCF.


3.3.2 Gas natural comprimido (CNG) CNG es gas natural comprimido a muy alta presión (alrededor de 3000 p.s.i.) En los últimos 30 años ha habido diversos intentos para desarrollar un transportador marino de CNG comercialmente viable. A finales de los años 60 se probó un barco de CNG usando botellas de presión vertical en la bahía de Nueva Jersey. Sin embargo, este y subsiguientes intentos fallaron en producir un transportador comercial de CNG, debido principalmente a los altos costos del barco de presión. Tecnología de despacho marino de Coselle CNG El descubrimiento y desarrollo por parte de Cran y Stenning de un nuevo tipo de barco de presión, llamado “Coselle”, mejoró radicalmente las economías del transporte marino de CNG. Éste consiste de varios miles de tubos de diámetro pequeño enroscado en un carrusel. Los Transportadores Coselle de CNG son esencialmente cargueros a granel con sus bodegas llenas de Coselles. Con el fin de brindar una base para hacer estimar los costos, se desarrolló el diseño de un transportador Coselle de CNG de tamaño panamax (60 000 dwt). En este diseño, los Coselles son llevados en pilas de 6 de alto dentro de la bodega del barco. En total hay 18 pilas de coselles (108 coselles por barco). Cada Coselle lleva 3.1 MMCF de gas, de modo que la capacidad del barco es 330 MMCF. Para proyectos de menor volumen o distancia más corta, es posible montar los Coselles en una barcaza. Una unidad articulada de barcaza remolcadora fue diseñada para transportar 80 MMCF de gas en 28 Coselles, apiladas en dos de alto en la cubierta.

3.3.3 CNG v. LNG v. gasoducto La diferencia principal entre un proyecto CNG y un proyecto LNG es que las facilidades en tierra requeridas para un CNG son comparativamente simples y económicas. La diferencia principal entre un proyecto CNG y un proyecto de gasoducto radica en que este último es fijo y puede tener que pasar diversas jurisdicciones políticas, mientras que los Transportadores CNG transitan directamente entre las comunidades anfitrionas y pueden ser fácilmente reorientadas. Estas consideraciones resultan en diversas ventajas importantes del proyecto para Coselle CNG.

Los barcos Coselle CNG podrían ser construidos en astilleros de tamaño más razonable de manera que los precios serían más competitivos y las industrias locales pueden ser empleadas. Muchos países en desarrollo podrían participar en el suministro de acero, tuberías, barcos y marinería.


3.3.4 Análisis de costos Muchos de los costos asociados con el transporte marino de gas son específicos para cada proyecto. Por ejemplo, el costo de las facilidades en tierra dependerá del país, y el costo de la terminal marítima dependerá de los requerimientos del puerto. Sin embargo, en un proyecto Coselle CNG, los barcos comprenden el 85% del costo total del proyecto lo que, en gran parte, puede ser cotizado independientemente del proyecto. La tarifa de LNG y la de gasoducto viene de una variedad de fuentes públicas y toma en cuenta la reciente reducción significativa como producto de mejoras tecnológicas de puesta de tuberías y costos de LNG. Los costos de facilidades de CNG están basados en financiamiento de proyectos con un retorno de 18% y una vida del proyecto de 15 años. Los barcos son fletados con una expectativa de vida de 20 años y sin valor de recuperación. Los costos de LNG pueden ser reducidos significativamente asumiendo facilidades multi-trenes (mayores volúmenes). Asimismo, los costos de Coselle CNG pueden ser mejorados tanto en volumen como en diseño.

Para una distancia de 1500 millas y un volumen de 50 MCF/día, el costo de transporte CNG se encuentra entre USD 0.60 y USD 1.10 por MBTU. Transporte en barcaza para volúmenes bajos, aplicaciones para tramos cortos Stenning y Cran evaluaron los costos y economías de transporte simulado en barcaza de volúmenes modestos de CNG en Coselles para un movimiento específico de Venezuela a Puerto Rico con una distancia en un sentido de alrededor de 900 km. La tarifa total de gas desde compresión en fuente a través del transporte en barco y descompresión en la ubicación consumidora sería solamente alrededor de USD 1.55 por MCF (MBTU). Situación del desarrollo La tecnología Coselle CNG ha llamado la atención en el ámbito internacional. Un Proyecto Conjunto de Industria (con nueve importantes auspiciadores de la industria) fue establecida en 1999 para promover la comercialización de esta tecnología. Su trabajo fue completado en enero del 2000 y se llegaron a las siguientes conclusiones:

• Las barcazas y barcos Coselle CNG pueden ser utilizados para cargar gas costa afuera.

• Las barcazas y barcos Coselle CNG pueden transportar con seguridad gas rico en líquidos hidrocarburos.

• Las economías de Coselle CNG indican un nicho de mercado abierto para la tecnología de transporte de gas.

• Hay muchos mejoramientos posibles, temperaturas más bajas de almacenaje de gas, acero de mayor resistencia, costo de fabricación mejorados y otros. Estos mejoramientos ofrecen una reducción de 30% en la tarifa de transporte en comparación con aquellos mostrados anteriormente.

Costo probable de CNG en la generación de energía de Panamá Se identificó una tarifa de suministro y embarque de CNG desde USD 1.55/MCF para la configuración remolcador-barcaza Coselle en una ruta de suministro de 900 km (1 sentido). Si esta tarifa es prorrateada para una distancia Venezuela- Panamá (teniendo en cuenta efectos


finales de carga y descarga) la tarifa se encontraría alrededor de USD 2.30 por MCF. Si el costo de gas de la fuente de campo a la compresión en la ubicación de carga del barco, se asume como USD 1.00/MCF más un pequeño costo de servicio para abastecer a la planta de energía, el costo del gas para la generación de electricidad en Panamá debería encontrarse en el orden de USD 3.50 por MCF. 3.4 RESUMEN DE COSTOS DE IMPORTACIÓN DE GAS NATURAL Con base en los análisis anteriores de importación de gas vía gasoducto y embarque marino, se recomienda que la competitividad del gas para la generación de energía eléctrica en Panamá sea probada para un rango de valores posibles. Tomando como base la variabilidad resumida del precio del gas en la fuente y en los costos de embarque, la sensibilidad del uso del gas en la generación de electricidad debería ser evaluada para los tres precios siguientes del gas puesto en la planta en Panamá: USD /MCF (= USD /MBTU) BAJO 2.50 MEDIO (“mejor estimado”) 3.50 ALTO 4.50 3.5 USO del GAS NATURAL EN EL SECTOR ELÉCTRICO DE PANAMÁ 3.5.1 Introducción A continuación se presenta una cuantificación del mercado potencial de gas natural en el sector eléctrico en función de su precio para los generadores y las reglas del mercado mayorista de electricidad para las diferentes alternativas de importación con sus precios correspondientes, incluyendo las posibilidades de comercialización de electricidad con los países centroamericanos. Los escenarios analizados asumen una integración regional moderada, en la que se prevé la ampliación de las capacidades de interconexión existentes, bien sea por medio del proyecto SIEPAC o de iniciativas bilaterales entre gobiernos o privadas, así como también la instalación de nueva generación con tecnología de Ciclo Combinado a Gas Natural en Panamá, teniendo como mercado tanto el panameño como el de otros países de la región centroamericana. 3.5.2 Escenarios Tres escenarios básicos fueron analizados para determinar la demanda potencial de gas natural para el sector eléctrico de Panamá. La variante entre los escenarios es el precio del gas natural. Tal como se concluyó en la sección anterior se usan precios de 2.5 USD/MBTU (escenario bajo), 3.5 USD/MBTU (escenario medio o mejor estimado), y 4.5 USD/MBTU (escenario alto). Para cada escenario se ejecutó el modelo SUPER/OLADE-BID para el horizonte 2002-2015. Este modelo produce el plan de expansión de mínimo costo para el sistema centroamericano así como el despacho de mínimo costo tomando en cuenta que cada país optimiza sus recursos y


luego ofrece al mercado regional sus excedentes o faltantes, tal como establecen las reglas del mercado regional delineadas en el documento "Diseño General del Mercado Eléctrico Regional – SIEPAC". Como resultado de cada escenario se obtuvo el volumen de gas natural consumido en Panamá de acuerdo al detalle mostrado en el cuadro 3.3.


Cuadro 3.3. Volúmenes de gas natural por escenario

Capacidad Generación Volumen Factor Capacidad Generación Volumen Factor Capacidad Generación Volumen FactorInstalada Gas Natural Planta Instalada Gas Natural Planta Instalada Gas Natural Planta

Año MW GWH Mm3 % MW GWH Mm3 % MW GWH Mm3 %2006 250 2050.7 423 93.6%2007 250 1771.5 366 80.9%2008 250 1520.2 314 69.4%2009 250 1868.7 385 85.3%2010 250 1826.8 377 83.4% 250 1848.6 372 84.4%2011 1030 4606.2 843 51.1% 780 3721.1 641 54.5% 250 2011.7 405 91.9%2012 1030 3512.7 642 38.9% 780 4097.9 705 60.0% 250 2027.2 408 92.6%2013 1030 5171.8 952 57.3% 780 4559.6 785 66.7% 250 2080.8 419 95.0%2014 1030 5294.3 969 58.7% 780 4612.7 794 67.5% 250 2067.4 417 94.4%2015 1030 5407.7 989 59.9% 780 5002.3 861 73.2% 250 2080.8 419 95.0%

TOTAL --> 33031 6259 21994 3787 12117 2441PROMEDIO --> 67.9% 64.4% 92.2%

2.5$/MBTU 3.5$/MBTU 4.5$/MBTU


3.6 MARCO INSTITUCIONAL Y COMERCIAL 3.6.1 Situación existente MICI/DGH como Regulador según la Ley No. 8 En la actualidad no hay producción, importación o utilización de gas natural en Panamá. La única legislación vigente que se refiere al gas natural es la Ley No. 8. El ente regulatorio que actúa bajo esta ley es el Ministerio de Comercio e Industrias (MICI) y su Dirección General de Hidrocarburos (DGH). Esta ley trata, principalmente, de los aspectos iniciales de petróleo y gas: exploración, desarrollo y producción de los depósitos potenciales de hidrocarburos de gas y petróleo en territorio panameño. Los aspectos intermedios y finales cubiertos en la ley, tales como refinación (de petróleo crudo), transporte por gasoducto y comercialización son, en esta ley, principalmente extensiones de la exploración y producción de petróleo y gas. Además, bajo esta ley, hay estipulaciones sobre determinación de precios para hidrocarburos a ser reguladas por la Comisión de Precios de Hidrocarburos y sus Derivados. Estos aspectos de determinación de precios incluirían la aprobación de las tarifas de gasoducto así como los precios de transacción para gas natural, aunque una vez más, el énfasis en la redacción de la ley es sobre los recursos locales. No existen estipulaciones en la ley que cubran la importación, distribución y comercialización del gas natural. Anteproyecto de ley - marco regulatorio de la industria del gas El borrador de la ley antes mencionado ha sido preparado para constituir un marco regulatorio para las actividades de transporte y distribución de gas a través de las redes así como las operaciones relacionadas con importación, exportación, almacenamiento de procesamiento y comercialización. Su relación propuesta con la Ley No. 8 es cubierta explícitamente. El ente regulatorio según esta ley sería el Ente Regulador de los Servicios Públicos. Esta es una ley de gas amplia y moderna que refleja un acercamiento razonable hacia temas relacionados con un sector liberalizado de gas. 3.6.2 Comparación con la experiencia en otros países Un informe del Banco Mundial cita varios estudios de casos de países relacionados con marco legal, estructura de mercado y plan institucional y discute los problemas, dificultades y éxitos de cada uno. Cada estudio de caso refleja un mercado de gas en un nivel diferente de desarrollo con dependencia variada de las importaciones de gas y un rango de enfoques de la estructura legal y del sector. Las comparaciones se centran en países con perfiles similares a Panamá, esto es, países totalmente o muy dependientes de importaciones cuyo sector de gas está iniciándose en una situación “virgen”.


Marco legal El análisis del Banco Mundial cubrió un rango de marcos legales, desde aquellos que han separado completamente leyes para operaciones iniciales y finales, hasta aquellos que han combinado iniciales y finales en una sola ley. También hubo casos donde una ley “paraguas” que abarcaba petróleo, gas natural y electricidad era el marco regulador. En la experiencia, el mejor arreglo es un marco con leyes separadas para los sectores iniciales y finales del gas porque sus funciones son muy diferentes. Esta es también la experiencia del consultor para gas natural y petróleo líquido. Un intento de combinar aspectos de exploración, desarrollo y producción con temas relacionados con procesamiento final, manipuleo, distribución y comercialización resulta en un marco legal falto de refinamiento y difícil de manejar. Los casos más exitosos fueron aquellos que tuvieron todo en orden antes de comenzar las operaciones del sector de gas: regulaciones, licencias y contratos así como una institución adecuadamente financiada y con personal regulatorio. Estructura de mercado En casos de mercados existentes maduros de gas, donde existe un transporte extenso de gas y estructura de distribución, es apropiada una estructura de mercado competitiva. En dichos mercados ha habido considerable actividad, por lo tanto, para reestructurar unidades de negocio segmentado verticalmente integrado y permitir acceso extenso a terceras partes a la infraestructura. Sin embargo, en mercados nuevos de pequeña escala, puede ser difícil introducir un régimen completamente competitivo desde el inicio. Con el fin de promover la inversión en un mercado de pequeña escala virgen, puede ser necesario introducir un sistema de licencias exclusivas; dicha exclusividad expiraría después de un período de tiempo, lo que resultaría en un mercado más competitivo cuando el mercado alcance un nivel de autosostenimiento. Un aspecto de la competencia reducida sería permitir un cierto grado de integración vertical entre segmentos de negocio por un período de tiempo. Otro aspecto de la competencia restringida es limitar el acceso a terceras partes durante un período considerado; con el fin de atraer inversión a una situación virgen. Usualmente se recomienda ser cauto y evitar estipulaciones respecto al acceso de terceras partes que sean agresivas y sin refinamiento. En la experiencia del consultor, dichas estipulaciones son “banderas rojas” para los nuevos inversionistas. 3.6.3 Conclusiones y recomendaciones Conclusiones 1. La única legislación panameña actualmente en vigencia que trata sobre gas natural es la Ley

No.8.

2. La Ley No. 8 es principalmente una ley de la etapa inicial del sector de petróleo y gas y, en su forma actual, no es conveniente para tratar todos los aspectos intermedios y finales del gas, tales como importación, re-exportación, distribución y comercialización.

3. El borrador existente de la ley para la etapa final parece incorporar todos los elementos consistentes con una ley de gas para la etapa final que sería útil a un sector liberalizado panameño de gas.


Recomendaciones 1. Panamá debe tener leyes separadas que cubran el negocio del gas en su etapa inicial (Ley No.

8 existente debe servir) y etapa final.

2. El plan regulatorio institucional, regulaciones y la ley para la etapa final deben estar en orden antes de que comience cualquier actividad de importación, transmisión, distribución y comercialización.

3. El borrador existente de ley para la etapa final debe servir, pero antes de promulgarse, debe ser cuidadosamente revisada por un especialista legal internacional, con experiencia en leyes y regulaciones modernas del sector de gas en muchos países; es particularmente importante tener un buen balance entre protección de los intereses del consumidor y seguridad de que la inversión no está siendo restringida por una legislación que tiene mano muy dura en áreas de acceso a terceras partes y estatutos de competencia durante la fase inicial de crecimiento de la industria panameña.

4. Otra opción para el examen comparativo y el escrutinio de la legislación propuesta para la etapa final sería hacerlo bajo el patrocinio del Comité de Cooperación de Hidrocarburos de América Central (CCHAC). Esta es una entidad auspiciada por CEPAL (México) y GTZ, cuyo objetivo es promover la colaboración y harmonización entre los 6 países del istmo en materias relacionadas con hidrocarburos en su etapa inicial y final. Uno de los temas principales para el intercambio de ideas y harmonización son los marcos regulatorios apropiados y legales para cada país. Algunos de los países ya han promulgado legislación de la etapa final.


4. IMPORTACIÓN DE COMBUSTIBLES - CARBÓN 4.1 INTRODUCCIÓN El carbón no es un recurso actualmente utilizado en Panamá para la generación de electricidad, pero sí es importado para su uso en otras industrias. Debido a su bajo costo y porque no está ligado a los vaivenes de precios de los hidrocarburos tradicionales, es una alternativa interesante para la producción de electricidad. El alcance previsto en los términos de referencia considera los siguientes aspectos: • Evaluar estudios anteriores relativos a la utilización de carbón en la generación de

electricidad y actualizarlos o ampliarlos si fuere conveniente.

• Identificar y evaluar los costos de infraestructura portuaria necesarios para la importación de carbón destinado a la generación de electricidad y sus posibles ubicaciones.

• Estimar costos de suministro de carbón CIF puerto carbonero en Panamá.

• Reseñar costos indicativos de generación con base en carbón, utilizando diferentes tecnologías, con énfasis en alternativas de mitigación ambiental con tecnología de punta.

• Evaluar la competitividad de la generación eléctrica con base en carbón con relación a otras tecnologías.

• Evaluar posibles ubicaciones físicas de plantas de carbón.

4.2 CARBÓN – SUMINISTRO 4.2.1 Suministros globales y mercados 4.2.1.1 Reservas y producción De todos los combustibles fósiles, el carbón es el más abundante en el mundo. En el 2000, existían alrededor de 984 billones de toneladas de reservas totales de carbón económicamente accesible del cual aproximadamente la mitad es antracita. La reservas de carbón son también geográficamente diversas, encontrándose en 100 países y todos los continentes. Las reservas actuales probadas de carbón son suficientes para durar 200 años. En el 2000, se produjeron alrededor de 3500 millones de toneladas (Mt) de antracita (carbón con alto contenido energético y baja humedad), donde más de la mitad se utilizó para generar electricidad. Los principales productores y exportadores de antracita son mostrados en el cuadro 4-1


Cuadro 4-1. Principales productores e importadores de antracita (año 1999) País Producción (Mt) Posición Exportación (Mt) Posición República Popular de China 1029 1 38 5 EE.UU. 914 2 53 4 India 290 3 - Australia 225 4 171 1 Sudáfrica 224 5 67 2 Rusia 163 6 - Indonesia - - 64 3 Canadá - - 34 6 Colombia - - 30 7 El carbón es la principal fuente de combustible utilizado para la generación de energía eléctrica en el mundo. Actualmente, más de la mitad de la producción mundial total de carbón proporciona alrededor del 37% de la electricidad en el mundo. 4.2.1.2 Precios En los últimos 20 años, los precios mundiales del carbón han caído tanto en términos reales como nominales mientras la productividad ha crecido. Las reservas de carbón están ampliamente distribuidas y la existencia de varios exportadores importantes asegura que el suministro sea estable. El alcance de la expansión de las exportaciones desde países con reservas a bajo costo y la entrada potencial de nuevos exportadores, tienden a actuar contra cualquier tendencia de largo plazo al alza en precios. El cuadro 4-2 resume las tendencias recientes de los precios de carbón en EE.UU. y Europa.


Cuadro 4-2. Precios de carbón, promedio anual, 1996-2000 USD /tonelada

Precio marcador (base Europa Noroeste) Enviado a plantas de generación de EE.UU.

1996 41.25 29.16

1997 38.92 28.83

1998 32.00 28.26

1999 28.79 27.45

2000 36.03 27.07

4.2.2 Suministros y mercados de la cuenca regional - atlántica El carbón, comparado con el petróleo, no es tan concentrado en forma de energía y es relativamente costoso transportarlo por mar o tierra. Por esta razón, el área más relevante para suministro de carbón en Panamá es la Cuenca Oeste Atlántica. Los principales productores de carbón esta área son los EE.UU, Colombia que es un productor regional y exportador significativo de carbón y Venezuela con reservas modestas en este momento pero con un potencial significativo para el desarrollo de suministros adicionales. 4.2.2.1 EE.UU. El consumo de carbón en los Estados Unidos totalizó 1044.5 Mtc (millones de toneladas cortas) en 1999. El 90.6% por ciento del consumo total fue utilizado por el sector de energía eléctrica. Frente a precios mundiales débiles del carbón las exportaciones de carbón cayeron durante 1999, en 25.1% a 58.5 Mtc. Las importaciones se elevaron en 4.2% a 9.1 Mtc, reflejando débiles precios del carbón del exterior y el incremento de la demanda por carbón de bajo contenido de azufre. El precio promedio de todo el carbón importado en los EE.UU. cayó en 4.4 por ciento, de USD 32.18 en 1998 a USD 30.77 por tonelada corta en 1999. Colombia se mantuvo como el mayor proveedor de las importaciones de los EE.UU., con 4.6 Mtc; siguen Venezuela con 2.1 Mtc, Indonesia con 1.1 Mtc y Canadá con 1 Mtc. 4.2.2.2 Colombia Colombia exporta el 84% de su producción (32.8 Mt en 1999) y es el mayor productor de carbón en Latinoamérica; sus reservas de 6.8 billones de toneladas comprenden carbón bituminoso de alta calidad y una pequeña cantidad de carbón metalúrgico. Su carbón es relativamente limpio al quemar, con un contenido de azufre de menos de 1%. El carbón es el tercer mayor producto de exportación en Colombia en términos de ingreso, después del petróleo y café, y es uno de los


mayores exportadores de carbón en el mundo. Se espera que las exportaciones de carbón en los próximos 5-6 años crezcan significativamente. La mayoría de las reservas de carbón se encuentran en la península de La Guajira (Cerrejón) del norte de Colombia y en el departamento César. 4.2.3 Panamá – Carbón 4.2.3.1 Situación existente En la actualidad, el único consumidor de carbón en Panamá es Cemento Panamá que importa alrededor de 65 000 toneladas de carbón por año de Colombia. El carbón es desembarcado en Colón en barcos de 20 000 a 23 000 toneladas de capacidad y es transportado en camión a la planta a una tasa de casi 5000 toneladas por día, en una operación de 24 horas. El carbón tiene un contenido energético de 12 000 BTU/lb, 0.5% por contenido de azufre por peso y un contenido de ceniza del 9%. Esta es la calidad típica del carbón colombiano. 4.2.3.2 Posibilidades futuras como combustible para generación de energía La fuente lógica de carbón como combustible para la generación de energía en Panamá sería Colombia. El principal puerto de exportación está en Puerto Bolívar. La distancia marina de Puerto Bolívar a Colón/Las Minas es de 935 km. Este es un movimiento de transporte relativamente corto y se reflejará en costos moderados de flete. Para el tamaño del barco usado en Cemento Panamá (~20 000 toneladas de carga útil), el flete debe encontrarse en el rango de USD 6 a USD 7 por tonelada. Cargos de flete menores asociados al uso de barcos más grandes, se justificarían para volúmenes de al menos 400 000 toneladas/año11. 4.2.3.3 Determinación de precios del carbón para Panamá: Ninguna información explícita de contratos de suministro pudo ser obtenida de los proveedores colombianos o de los compradores de carbón colombiano como Cemento Panamá. Sin embargo, se tiene información de US EIA/DOE de los EE.UU. sobre el precio promedio de importaciones de carbón de los EE.UU. para los últimos años de diferentes fuentes, incluyendo Colombia. El cuadro 4-3 resume estos precios y los volúmenes relevantes de importación de carbón.

11 Una planta de 200 MW al 35% de eficiencia y 60% de utilización requeriría alrededor de 400, 000 toneladas por año de carbón colombiano.


Cuadro 4-3. Importaciones de carbón de los EE.UU. desde Colombia – precios y volúmenes 1995 1996 1997 1998 1999 2000 ene-mar 2001

Precio. USD/t, CIF 34.45 35.15 35.39 34.39 32.14 29.16 29.9 Volumen, Mt 3.8 2.8 2.8 3.2 4.2 1.72 2.17

Debido a las diferencias en distancias, se estima que un importador panameño tendría una ventaja en el flete sobre el importador americano de cerca de USD 5/t. Esto significa que un exportador colombiano sería indiferente ante un precio desembarcado en Panamá de USD 25.16 por tonelada en el 2000. Los precios futuros podrían ser aún un poco más bajos dado que se pronostica que los precios globales de carbón declinen en términos reales debido a los mejoramientos en la productividad de la mina e incrementos en las exportaciones provenientes de nuevos productores a bajo costo tales como Colombia, Venezuela e Indonesia. Debido a la incertidumbre en los pronósticos del precio del carbón y diferenciales de flete, se recomienda utilizar para la evaluación de los costos de generación térmica en Panamá con base a carbón, el rango de precios que se muestra en el cuadro 4-4. Cuadro 4-4. Rango de precios del carbón para costos de generación en Panamá USD/t USD/MBTU Bajo 25 0.96 Medio 30 1.15 Alto 35 1.35


4.3 NUEVAS TECNOLOGÍAS PARA GENERACIÓN CON CARBÓN Y COSTOS INDICATIVOS

Existe una gama de nuevas alternativas tecnológicas para la generación con base a carbón que reducen el impacto ambiental. Las que presentan mayor potencial para aplicaciones comerciales son las Tecnologías de Carbón Limpio (CCT por sus siglas en Inglés) y la Gasificación Integrada con Ciclo Combinado (IGCC por sus siglas en Inglés). 4.3.1 Tecnologías de carbón limpio 4.3.1.1 Tecnologías de equipos nuevos aplicadas a los dispositivos de precombustión,

combustión o post combustión.

Existen varios tipos que a su vez se pueden categorizar en tecnologías de limpieza del carbón; mejora de la combustión y mejora de la post combustión:

• Limpieza física del carbón. Consiste en la remoción de azufre para reducir las emisiones asociadas a la lluvia ácida, remoción de ceniza.

• Mejora de la combustión (reducción del NOx y SO2). Los quemadores con reducción de NOx deben ser incluidos en las especificaciones de diseño para todas las plantas generadoras futuras. Esto incrementa los costos de las plantas en menos de 5 USD/kW.

• Tecnologías de post combustión. Consiguen el control de emisiones de SO2, NOx y partículas

4.3.1.2 Tecnologías avanzadas de utilización de carbón

• Combustión atmosférica de lecho fluidizado

• Combustión presurizada de lecho fluidizado

• Ciclo de vapor supercrítico


4.3.2 Gasificación integrada con ciclo combinado (IGCC) Esta tecnología produce una mayor eficiencia en la quema del carbón, y mejora las condiciones del aire emitido. El proceso consiste en un gasificador el cual convierte el carbón en un gas de bajo contenido calorífico, el cual alimenta una turbina en ciclo combinado. Eficiencia en el rango de 42 al 45%. Se espera que las plantas construidas después del 2000 costarán menos de 1000 USD/kW. La tecnología necesita madurar antes de ser considerada completamente comercial. 4.3.3 Conclusiones generales sobre las nuevas tecnologías

• Con el propósito de reducir la emisión de las centrales de carbón existentes se puede optar primeramente por las tecnologías de actualización descritas (limpieza de carbón, mejoramiento de la combustión, post combustión) ya que se han probado técnicamente y se encuentran disponibles en forma comercial.

• Las nuevas centrales de carbón deben utilizar las Tecnologías Avanzadas de Utilización de Carbón que han alcanzado una aplicación comercial (Combustión Atmosférica de Lecho Fluidizado).

• La nueva tecnología IGCC puede ser aplicada en una central de carbón de demostración utilizando los elementos mejor probados de este proceso. Sin embargo, la aplicación a residuos de refinería no debe buscarse aún, sino hasta que la tecnología haya sido completamente probada.

Debe notarse que el uso de "nuevas tecnologías" no es necesariamente recomendado en el contexto panameño. El requerimiento fundamental es que la planta cumpla con las normas predefinidas de emisión y concentración de contaminantes en las áreas de impacto. Sin embargo, como parte del alcance global de este estudio, el informe de componente sobre generación térmica incluye información sobre las varias tecnologías actualmente disponibles o en estados avanzados de desarrollo 4.4 COSTO DE GENERACIÓN TÉRMICA 4.4.1 Estudio de sitios potenciales para plantas de carbón En el estudio de la factibilidad de la planta de carbón, realizado por JICA (1987), fueron evaluados los sitios de Bahía de Las Minas e isla de Telfer. También fueron considerados varios sitios en el Pacífico, que posteriormente fueron descartados. En el estudio se investigó la conveniencia de construir una planta de carbón de dos unidades de 75MW. Sitio de la isla de Telfer El sitio de Telfer es una pequeña isla localizada en la Bahía de Limón. El sitio fue originalmente, hasta el inicio de la construcción del canal, una isla con una cubierta espesa de manglares, la cual fue conectada al continente mediante un relleno con materiales provenientes de las excavaciones para la construcción del canal. Posteriormente el sitio se ha estado usando para depósito de los materiales del dragado y para la cremación de basura. El área de la bahía frente al sitio de la planta es utilizada para fondeadero de barcos pequeños.


El estudio de JICA concluyó que el proyecto no obstaculizaría la operación del Canal de Panamá y no produciría impactos ambientales desfavorables al área circundante; y que además, era, en casi la mayoría de los criterios usados en la selección del sitio mejor que el de Bahía de Las Minas. 4.4.2 Costo de infraestructura portuaria El estudio ha proporcionado costos aproximados para facilidades portuarias, para el sitio Telfers, asumiendo una planta de carbón de 2 x 125 MW unidades y para un puerto en una zona nueva para una nueva planta térmica de tamaño convencional, basada en 250 MW unidades. Sitio Telfers Las facilidades portuarias, muy limitadas, que serían requeridas para el sitio Telfer (esencialmente solo un espigón) costarían al menos 50 USD/kW o USD13 millones, basado en el anterior diseño propuesto de JICA y estimado de costo, ajustado al tamaño y con escalada añadida. Sitio en zona nueva Los costos de un puerto nuevo en una zona nueva no pueden ser estimados. Sin embargo, la experiencia y aplicación de ésta a las condiciones del fondo marino cerca de Colón sugieren que el costo de un puerto de uso único estaría en el rango de USD 45 millones a USD 60 millones, lo que corresponde a un rango de 180 USD/kW a 240 USD/kW para una central de 250 MW. 4.4.3 Tamaño y costo de la planta La selección del tamaño apropiado de una planta en Panamá, se basó en una planta de dos unidades (por criterios de confiabilidad) y el área disponible en el sitio de propuesto de Telfer. El sitio Telfer tiene un área de aproximadamente 600 000m2. Los requerimientos del área para una planta de 2 x 125 MW se encuentran en el orden de 545 000m2. Con base en los estimados de JICA, escalaciones, ajustes de tamaño y comparación con otros estimados se llegó a un costo para esta planta de 1576 USD/kW, sin IDC (interés durante construcción). Los costos indicativos utilizados para los cálculos se muestran en el cuadro 4-5. El costo adicional de interés durante construcción, basado en una tasa de interés del 12%, incrementaría el costo unitario de capital a 1876 USD/kW.


Cuadro 4-5. Estimación de costos para la planta de carbón en Telfer 2x125MW

Base para Estimación Tamaño y costo original USD/kW

Con inflación, ajustes de tamaño + extras. 2 x 125 MW USD/kW

A. JICA 2 X 75 MW 1080 1576

B. SNC-LAVALIN 250 MW 1168 1589

C. CEAC/SNCL 150 MW 1260 1485

D. CEAC/INE 250 MW 1383 1608

La conclusión de este estudio es que cualquier nueva planta a carbón (a menos que sea a escala regional) tendría que ser una planta relativamente pequeña localizada en BLM o Telfers. En primer lugar, la disposición tendría que ser muy sitio específica, en segundo lugar tendría que tener buenos controles de emisión, debido a los problemas potenciales de contaminación del aire en Colón y Panamá, y en tercer lugar, existen pocos datos actuales sobre el costo de unidades pequeñas (propusimos 2 x 125 MW) Información limitada de otras fuentes sugiere que dichas plantas relativamente pequeñas han sido construidas a costos unitarios significativamente bajos, sin embargo, pueden haber sido razones sitio-específicas, tales como la fuentes de carbón, requerimientos diferentes para controles de emisión, etc. que podrían tener un impacto significativo en el precio total. Por lo tanto, este estudio ha puesto gran confianza en el estudio anterior de JICA para el sitio Telfers, y las comparaciones con los mejores datos regionales preparados en un estudio de CEAC para unidades de 250 MW con costos de 1998 que iban de 1380 a 1450 USD/kW, excluyendo costos indirectos de 20 %. Otros datos comparativos referidos en el informe componente vienen de una base de datos de SNC-Lavalin de plantas en EEUU, de los cuales SNC-L había derivado un costo de 1200 USD/kW para unidades de 250 MW, a lo cual había que añadirse depuradores (200USD/kW) y el muelle (alrededor de 60 USD/kW). Después de ajustes por tamaño, se concluyó que un costo total de 1570 USD/kW (excluyendo IDC) era representativo de los varios datos de costos disponibles.


4.4.4 Costo de generación térmica En el cuadro 4-6 se muestra el cálculo de costos de generación, y se basa en los siguientes parámetros: Tamaño y costo de capital: Tamaño de planta 2 x 125 MW a carbón Costo de capital, excluyendo IDC 1570 USD/kW Período de construcción 3 años Costo total de capital con IDC al 12 % p.a. 1876 USD/kW ó USD 469 millones Costos fijos anuales: Vida de servicio 20 años Amortización de costo de capital a 12% p.a. 251 USD/kW O y M fijos (fuente ETESA) 70 USD/kW/año Costo fijo anual total 321 USD/kW Costos variables anuales: Costo de combustible CIF Telfer 25, 30, 35 USD/ton Costos de descarga y misc. 3 USD/ton Valor calorífico de combustible 6600 kcal/kg ó 11 900 BTU/lb Coeficiente calorífico de planta (neto) 10 200 BTU/kWh Costos de combustible 1.07, 1.26, 1.45 USD/kWh O y M variables 4.50 USD/MWh Bases para parámetros seleccionados: El período de construcción y gastos anuales en porcentaje se basaron en el estudio previo de JICA. La tasa de interés utilizada para calcular el interés durante la construcción y tasas anuales de amortización se seleccionó en 12% p.a., que es la tasa utilizada por ETESA en su plan de expansión del sistema emitido en febrero del 2001, y que se basó en una recomendación del BID. La vida de servicio utilizada para calcular los montos de amortización fue seleccionada en 20 años, basada en los criterios utilizados por CEAC y grupos de planificación regional. Convencionalmente se han utilizado vidas de servicio de 25 y 30 años para centrales similares. Las tasas de operación y mantenimiento, tanto fijos como variables, fueron tomadas del plan de expansión de ETESA. Sus tasas fueron aplicadas para unidades térmicas a carbón de 250 MW. Convencionalmente, las tasas de OyM para unidades más pequeñas serían mayores, sin embargo, este ajuste no ha sido realizado. No se ha incluido ningún margen para reemplazo interino (reemplazo en el período para grandes equipos), debido a la relativamente corta vida de servicio asumida de la central. Además, no se ha hecho ningún margen para seguridad. Los márgenes anuales típicos para reemplazo interino y seguridad son 0.25 % del costo de capital para cada ítem. Para el sitio Telfer 2 x 125 MW, el costo anual de ambos rubros estaría en el orden de 8 USD/kW.


El rango de costo de combustible es de 25 a 35 USD/ton tal como se especifica en la sección 4.2.3. Estos costos son CIF Telfer, y se debe añadir un margen para costos misceláneos, descarga y pérdidas. Este costo adicional se asume en 3 USD/ton. La tasa calorífica del combustible, de 6600 kcal/kg ó 11 900 BTU/lb, es tomada del estudio previo de JICA para carbón a ser suministrado desde la mina Cerrajón en Colombia. Tal como se señaló anteriormente, una tasa calorífica típica para carbón colombiano es 12 000 BTU/kWh. La tasa calorífica de planta se ha asumido en 10 200 BTU/kWh (equivalente a 10 800 kJ/kWh). Esta es la tasa utilizada por ETESA en su plan de expansión. El cuadro 4-6 muestra los costos unitarios de generación como una función de factor de planta, con costos anuales basados en tasas de descuento de 10 y 15 %. No se han añadido costos de transmisión.



CUADRO 4-6

TASA DE INTERÉS 10 % p.a. TASA DE INTERÉS 15 % p.a.PRECIO DE CARBÓN CIF PUERTO USD/TON 25 30 35 25 30 35PRECIO DE CARBÓN EN LA PUERTA DE LA PLANTA USD/TON 28 33 38 28 33 38TAMAÑO DE LA UNIDAD MW 125 125 125 125 125 125UNIDADES 2 2 2 2 2 2COSTOS TOTALES UNITARIOS SIN IDC 1570 1570 1570 1570 1570 1570

AÑOS FACTOR AÑOS FACTOR% COSTO DE CAPITAL AÑO 1 3.5 1.40 0.00 0.00 0.00 3.5 1.63 0.00 0.00 0.00% COSTO DE CAPITAL AÑO 2 2.5 1.27 0.28 0.28 0.28 2.5 1.00 0.28 0.28 0.28% COSTO DE CAPITAL AÑO 3 1.5 1.15 0.48 0.48 0.48 1.5 1.00 0.48 0.48 0.48% COSTO DE CAPITAL AÑO 4 0.5 1.05 0.24 0.24 0.24 0.5 1.00 0.24 0.24 0.24TOTAL 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00COSTO UNITARIO CON IDC 1822 1822 1822 1570 1570 1570DISPONIBILIDAD 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00COSTO AJUSTADO USD/KW 1822 1822 1822 1570 1570 1570

AÑOS DE VIDA 20 20 20 20 20 20

COSTO FIJO ANUAL USD/kW 214.07 214.07 214.07 USD/kW 250.83 250.83 250.83

O y M FIJO 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00

TOTAL COSTOS FIJOS USD/kW 284.07 284.07 284.07 USD/kW 320.83 320.83 320.83

COSTOS VARIABLES USD/MWh USD/MWhCOSTO DE COMBUSTIBLE USD/MBTU 1.07 1.26 1.45 USD/MBTU 1.07 1.26 1.45RENDIMIENTO TÉRMICO DE LA CENTRALBTU/kWh 10200 10200 10200 BTU/kWh 10200 10200 10200COSTO DE COMBUSTIBLE USD/MWh 10.90 12.85 14.80 USD/MWh 10.90 12.85 14.80O y M VARIABLE USD/MWh 4.50 4.50 4.50 USD/MWh 4.50 4.50 4.50TOTAL COSTOS VARIABLES USD/MWh 15.40 17.35 19.30 USD/MWh 15.40 17.35 19.30

% F.P. HORAS

50 4380 80 82 84 89 91 9360 5256 69 71 73 76 78 8070 6132 62 64 66 68 70 7280 7008 56 58 60 61 63 65

TOTAL COSTO UNITARIO DE GENERACIÓN USD/MWh

IDC

TOTAL COSTO UNITARIO DE GENERACIÓN USD/MWh

COSTO DE GENERACIÓN CON CARBÓN

IDC

4.4.5 Competitividad de la generación con carbón El cuadro 4-7 muestra los valores de costo nivelado en USD/MWh para cada tipo de tecnología. Los costos anuales asumen una tasa de descuento de 12 %. En la figura 4-1 se muestran las curvas de costo nivelado para factores de planta mayores al 40%. Aquí se presentan los ciclos combinados a GNL para tres escenarios de precio del combustible (alto = 4.0 USD/Mbtu, medio = 3.5 USD/Mbtu, bajo = 3.0 USD/Mbtu), la planta de carbón en Panamá con tres escenarios de precio de combustible (alto = 35 USD/tm, medio = 30 USD/tm, bajo = 25 USD/tm) y el proyecto El Faro con precios de GNL medios. Se observa que la tecnología de carbón es competitiva en los casos en que se combine un precio bajo del carbón (25 USD/tm) con un precio alto del GNL (4.0 USD/Mbtu).

C:\Documents and Settings\adelcastillo.MEF\Mis documentos\Adelcastillo\Estudio de Suministro\Infor Final Rev\Informe Final Rev.doc 4-13

Cuadro 4-7 Costos nivelados para las diferentes tecnologías

Costo InversiónCapacidad Combustible Vida Util Unitario

Tipo de Planta MW años $/kW MUS$ MUS$/año O&M&A Combustible TotalMMV20 20 Diesel 20 1080 22 2.89 13.5 38.4 51.90CCDS 250 Diesel 20 720 180 24.10 6.0 45.5 51.46

CCGN(a) 250 GNL 20 975 244 32.63 5.0 30.9 35.91CCGN(m) 250 GNL 20 975 244 32.63 5.0 27.0 32.05CCGN(b) 250 GNL 20 975 244 32.63 5.0 23.2 28.18

CCGNL ELFARO 780 GNL 20 891 695 93.09 4.0 19.3 23.33CB500IIE 500 Carbón 20 1458 729 97.59 5.53 11.87 17.39

CB(a) 250 Carbón 20 1570 392 52.53 14.0 13.8 27.85CB(m) 250 Carbón 20 1570 392 52.53 14.0 11.9 25.87CB(b) 250 Carbón 20 1570 392 52.53 14.0 9.9 23.89

$/MWhTipo Planta 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%MMV20 216.96 134.43 106.92 93.16 84.91 79.41 75.48 72.53 70.24 68.41CCDS 161.50 106.48 88.14 78.97 73.47 69.80 67.18 65.21 63.69 62.46CCGN(a) 184.92 110.42 85.58 73.16 65.71 60.75 57.20 54.54 52.47 50.81CCGN(m) 181.05 106.55 81.72 69.30 61.85 56.88 53.33 50.67 48.60 46.95CCGN(b) 177.19 102.69 77.85 65.44 57.99 53.02 49.47 46.81 44.74 43.08CCGNL ELFARO 159.57 91.45 68.74 57.39 50.58 46.04 42.79 40.36 38.47 36.95CB500IIE 240.20 128.80 91.66 73.10 61.96 54.53 49.22 45.25 42.15 39.68CB(a) 267.73 147.79 107.81 87.82 75.82 67.83 62.11 57.83 54.50 51.83CB(m) 265.75 145.81 105.83 85.84 73.84 65.85 60.14 55.85 52.52 49.86CB(b) 263.77 143.83 103.85 83.86 71.87 63.87 58.16 53.88 50.54 47.88

Costos Variables US$/MWhTotal

T:\proj\014519\7000\600rev\Cap4\Cap4-carbón.doc 4-14 2002-01-25

Figura 4-1. Curvas de costo nivelado - factores de planta > 40%

Competividad Carbón (2)

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

90.00

40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Factor de Planta

2001

US$

/MW

h

CCGN(a) CCGN(m) CCGN(b) CCGNL ELFARO CB(a) CB(m) CB(b)

T:\proj\014519\7000\600rev\Cap4\Cap4-carbón.doc 4-15 2002-01-25

5. INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA CON COLOMBIA 5.1 ANTECEDENTES El actual bajo costo de la energía en Colombia podría aportar un abastecimiento competitivo de energía en Panamá desde Colombia en el futuro cercano, sin perder de vista los problemas de medio ambiente y de seguridad con que se tendría que tratar. En este capítulo se busca obtener una primera aproximación al proyecto de una posible interconexión eléctrica Panamá – Colombia, buscando clarificar las interrogantes siguientes:

• potencial del mercado: volúmenes de energía que se podrían manejar;

• dimensionamiento físico: datos preliminares de la interconexión Panamá – Colombia;

• aspectos ambientales y sociales: obstáculos eventuales al proyecto y soluciones posibles;

• aspectos institucionales y de relación entre países: procedimientos de compra-venta;

• factibilidad económica preliminar de la eventual interconexión Panamá – Colombia.

5.2 REVISIÓN DE INFORMES ANTERIORES 5.2.1 Introducción Durante este estudio fueron revisados los informes de trabajos anteriores relacionados con la interconexión Panamá – Colombia, los cuales fueron proporcionados por COPE, tales como:

• Estudios del Grupo de los Tres (México, Colombia, Venezuela)

• Estudios de ISA (tesis de grado de Ingeniero Eléctrico de Andrés Mejía Rendón, 1998; y términos de referencia para un estudio de factibilidad de la interconexión, 2001)

Estudios del Grupo de los Tres El “Grupo de los Tres” – conformado por México, Colombia y Venezuela – ha patrocinado diversos estudios de interés común, incluso sobre el desarrollo e intercambios energéticos entre ellos y a través de los países del Istmo Centroamericano. El estudio que fue proporcionado a este consultor para revisión es el “Análisis prospectivo de las posibles etapas de desarrollo de la interconexión entre los sistemas eléctricos de Colombia, México, Venezuela y países de América Central”, volumen I, informe ejecutivo, por Tractebel para el BID, febrero de 1995. Quizás una de las principales y muy actuales recomendaciones del estudio del Grupo de los Tres sea ésta: “Se recomienda... determinar el costo exacto de la realización de la línea entre Panamá y Colombia y estudiar la posibilidad de una realización conjunta de la carretera Transamericana y de la línea [,] que podría reducir el costo de realización de la misma [línea]”. Es decir, el estudio reconoce que uno de los mayores obstáculos a la implantación de la interconexión eléctrica Panamá – Colombia es la ausencia del tramo correspondiente de la Carretera Panamericana.

T:\proj\014519\7000\600rev\Cap5\Cap5.doc 5-1 2002-01-25

5.2.3 Estudios de ISA

La empresa colombiana Interconexión Eléctrica S.A. (ISA) colaboró con Ing. Andrés Mejía Rendón en la realización de su trabajo de grado, requisito parcial para optar al título de Ingeniero Eléctrico, presentado a la Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica, de la Universidad Pontificia Bolivariana, Medellín, Colombia, en agosto de 1998. Este trabajo de grado fue titulado “Estudio de Prefactibilidad para la Interconexión Eléctrica entre Colombia y Panamá”. El estudio de ISA presenta un análisis muy oportuno y realista del marco global del eventual proyecto de la interconexión eléctrica Panamá – Colombia, enfocando los aspectos eléctrico, ambiental (incluso consideraciones estratégicas) y financiero. No incluye estudios energéticos de mercado, pero sí examinó la viabilidad comercial del emprendimiento con base en la diferencia de costos marginales promedio en Panamá (éste del orden de 7 US¢/kWh) y Colombia (como 3 US¢/kWh) y proyecciones de la demanda panameña de energía eléctrica. Las conclusiones del estudio de ISA apuntan a la factibilidad técnica y financiera del proyecto, con un costo total de 5,3 a 5,4 US¢/kWh para la energía transmitida de Colombia hasta Bayano en Panamá, lo que hace competitiva la importación de energía eléctrica colombiana, siempre que el intercambio mínimo sea de unos 700 GWh anuales (correspondiente al 53,3% de utilización promedio de una potencia máxima de 150 MW). Posterior al estudio de prefactibilidad del Ing. Andrés Mejía, ISA emitió unos términos de referencia bajo el título “Estudio de Factibilidad de la Interconexión Eléctrica entre Panamá y Colombia”, documento STE-211-373 del 26 de marzo de 2001. Sin embargo, éste tiene todavía el aspecto de un documento de trabajo a ser incorporado oportunamente a un eventual llamado a licitación patrocinado por ambas empresas, ISA y ETESA. Queda por aclarar si los costos estimados serán suficientes para cubrir las dificultades adicionales representadas por ese proyecto en particular, así como reverificar la competitividad de la interconexión eléctrica con relación a la producción de energía en Panamá (o en otros países del Istmo) a partir de combustibles fósiles o de otras fuentes energéticas. La configuración que parecería ser la más interesante y más flexible es la “alternativa 4.3”: línea doble terna en 230 kV, entre Urabá y Bayano, con una subestación intermedia en Yaviza, provista de 25 Mvar de reactor inductivo en cada celda de circuito de línea. Las interrogantes levantadas deberán ser aclaradas por el eventual estudio de factibilidad del proyecto, cuyos términos de referencia constan del Documento STE-2110-373 de ISA. Adicionalmente deberán ser investigados los efectos de la eventual interconexión eléctrica Panamá – Colombia en el comportamiento transitorio y dinámico del sistema interconectado, teniendo en cuenta que pondría en sincronismo los países centroamericanos con: por un lado, Colombia y Venezuela, y poco a poco toda Sudamérica; y por otro lado, quizás México y más tarde gran parte de Norteamérica.


5.3 POTENCIAL DEL MERCADO

5.3.1 Oferta en Colombia La capacidad instalada en Colombia cuenta con más de 12 000 MW, de los cuales aproximadamente 2/3 son de origen hidroeléctrico y el remanente, térmico. Durante los años secos, la capacidad térmica puede ser totalmente despachada, y los precios spot pueden ser extremadamente altos. Durante los años lluviosos, lo opuesto es cierto: los precios spot tienden a ser extremadamente bajos. 5.3.2 Demanda en Colombia El sistema colombiano se caracteriza por una estabilidad relativa en el perfil de la demanda durante muchos meses y estaciones. En un año típico, los valores de máxima demanda mensual del sistema generalmente se encuentran dentro de un rango de ±5%. En una base diaria, la demanda máxima se ubica, típicamente, al inicio de la noche. El clima colombiano no requiere de una gran cantidad de calefacción ni de aire acondicionado. Colombia está actualmente interconectada con Venezuela y Ecuador, aunque los niveles de transacción permanezcan moderados: en el 2000, las importaciones fueron de aproximadamente 65 GWh y las exportaciones, de 30 GWh; durante los primeros 6 meses de 2001, las exportaciones fueron de 93 GWh, lo que representa no más del 0.5% de la demanda del sistema. Entre el 2001 y el 2005, se prevé que la demanda de energía crezca a una tasa de 3.0 a 4.2% al año, mientras que del 2005 al 2010 la tasa media de incremento sea de 5.3% p.a. Se prevé que la demanda máxima de potencia crecerá a una tasa de 3.7 a 5.0% p.a. hasta el 2010. 5.3.3 Plan de expansión en Colombia En el Plan de Expansión de Referencia 2000 – 2015 fueron considerados diferentes escenarios de evolución para los recursos energéticos disponibles para la producción de electricidad en corto plazo (2001-2004) y en el largo plazo 2005 al 2015. El análisis de largo plazo se dividió también en 2 fases: una que comprende el período 2005 – 2010 y otra que va del año 2011 al 2015. Hipótesis adoptadas para fundamentar las estrategias:

Antes del 2010, la inversión privada en el desarrollo de este tipo de proyectos es de baja probabilidad, debido a los riesgos relacionados con el tipo de financiación, con la consecución de contratos de venta de energía eléctrica en el largo plazo, la obtención de la licencia ambiental, y debido a factores inherentes a la actual situación del país.

De 500 a 1000 MW podrían ser repotenciados en un primer programa (a costos de inversión entre 200 y 800 USD/kW).

Liberación de los precios del gas a partir de 2005. Éxito de nuevos hallazgos de gas natural y condensado. Instalación de plantas de carbón dependiendo de instalación de plantas más eficientes.


Para la obtención de las estrategias de expansión para el período 2011 – 2015 se consideraron, además de las hipótesis adoptadas para la obtención de las estrategias 2005 – 2010, las siguientes:

Disponibilidad de gas natural en estrecha relación con el desarrollo de la interconexión gasífera de América Latina.

Integración de mercados eléctricos causada por la interconexión eléctrica entre los diferentes países de Centro y Sudamérica.

Vinculación de nuevos inversionistas, motivada por mejor situación socioeconómica del país. Disponibilidad a precios competitivos de tecnologías para la generación térmica con bajo

impacto ambiental, especialmente con relación al uso del carbón. 5.3.4 El mercado Colombiano y su evolución de precios El Mercado Mayorista de Electricidad entró en funcionamiento el 20 de julio de 1995 y está basado en la existencia de una bolsa de energía (“pool de generadores”) donde se realizan intercambios comerciales definidos en el contexto de un mercado “spot” con resolución horaria, y un operador central del Sistema Interconectado Nacional (Centro Nacional de Despacho – CND). Los generadores que participan en el Mercado Mayorista de Electricidad deben presentar ofertas de precio en la bolsa de energía. Los precios a los cuales las empresas generadoras ofrecen diaria y horariamente al Centro Nacional de Despacho (CND) su energía por planta o unidad de generación deben reflejar los costos variables de generación. Desde la introducción de un mercado spot en 1995, los precios han sido bastante volátiles, variando de 25 pesos/kWh (1.8 US¢/kWh) a más de 200 pesos/kWh (22 US¢/kWh). Los precios spot se han elevado hasta 8 US¢/kWh en la estación seca de 1996 y hasta 11 US¢/kWh en la estación seca de 1998 (enero-marzo). Existe una correlación casi perfecta entre el nivel de agua en los embalses y los precios spot. A pesar de las grandes variaciones en el precio spot desde 1995, el precio de los contratos ha sido bastante estable en un rango de 40 a 60 pesos/kWh (2.2 – 6 US¢/kWh). 5.3.5 Tendencias recientes en Colombia y proyecciones Los precios de Bolsa han tenido una tendencia creciente desde 1999, a la cual se suma un incremento en su volatilidad. A partir de agosto del 2000, los precios de Bolsa superaron a los de los contratos. Aunque ambas variables hayan presentado incrementos durante el año 2000, los precios de Bolsa subieron 16.8 pesos/kWh (0.7 US¢/kWh) en promedio, mientras que los de contratos subieron 4.7 pesos/kWh (0.2 US¢/kWh). Si la demanda permanece baja durante los próximos años, Colombia tiene suficientes reservas, y los precios de contrato se mantendrán bajos. Los precios spot permanecerán volátiles, especialmente en condiciones de sequía.


5.3.6 Comparación de precios futuros en Panamá y Colombia

Teniendo en cuenta los requisitos del largo procedimiento de evaluación de impacto ambiental, obtención de permisos y terrenos, más un plazo mínimo de 4 años de construcción, el año más temprano que podría ser razonablemente contemplado para la puesta en servicio de la eventual interconexión eléctrica Panamá – Colombia parecería ser el año 2008. El Cuadro 5-1 presenta los costos incrementales promedio de largo plazo (CIPLP) para Panamá y Colombia proyectados para el período 2005 – 2010.

Cuadro 5-1 Costos incrementales promedio de largo plazo en Panamá y Colombia (USD/MWh)

Período Panamá Colombia

2005 – 2010 44.35 – 71.60 33.13 – 43.95

Para fines del análisis financiero, queda incógnito el comportamiento de los costos incrementales de energía después del año 2010, que es el año hasta donde se tiene información de las proyecciones colombianas de costos. El período del análisis financiero realizado es de 25 años a partir de la puesta en servicio de la interconexión, evento supuesto ocurrir en 2008. Para los fines de estimación de los precios de la energía eléctrica en Panamá y Colombia, se adoptaron los valores de costos incrementales promedio (CIPLP) del Cuadro 5-1, disponibles hasta 2010; a partir del año 2010, esos mismos precios fueron extrapolados mediante un incremento anual hipotético y arbitrario de 2% p.a. hasta el año 2032, final del período del análisis financiero. 5.4 DIMENSIONAMIENTO FÍSICO DE LA INTERCONEXIÓN 5.4.1 Introducción El plan de expansión de la generación en Panamá ha mostrado que la importación de unos 100 MW de potencia desde Colombia podría ser atractiva. Se discuten los resultados de un análisis preliminar para interconectarlas e importar 100 MW, eventualmente hasta 150 MW, a Panamá. 5.4.2 Consideraciones iniciales de diseño La carga eléctrica del sistema panameño está concentrada en la ciudad de Panamá. La tensión de transmisión más alta que existe en Panamá es la de 230 kV. Inicialmente se planteó que la línea de interconexión debería ser terminada en la ciudad de Panamá, aunque haya líneas de transmisión conectando la central hidroeléctrica de Bayano a la capital del Panamá.


5.4.3 Tensión y número de circuitos En vista del nivel de potencia planteado para la capacidad de la interconexión (100 a 150 MW) y teniendo en cuenta las tensiones existentes en Panamá y Colombia en las extremidades de la interconexión estudiada, la tensión de 230 kV sería adecuada. Recordándose que un componente importante de los costos de construcción de esa interconexión serán los elevados costos de construcción de las rutas de acceso, el costo adicional del segundo circuito en la misma línea se vuelve relativamente pequeño y por lo tanto se consideró la interconexión como una línea de transmisión con 2 circuitos de 230 kV. 5.4.4 Trazado El trazado de la línea de interconexión Panamá – Colombia está principalmente condicionado a:

• la disponibilidad de caminos de acceso para construcción y posterior mantenimiento;

• las dificultades físicas, incluso los 50 km de pantanos de río Atrato;

• las criticidades ambientales, incluso en la zona costanera del golfo de Urabá;

• las criticidades sociales, incluso seguridad precaria y riesgo de migraciones ilegales a lo largo del corredor de la línea.

En la ocurrencia, idealmente desde el inicio se debería disponer de la Carretera Panamericana, que, sin duda, sería el camino de acceso mejor y más confiable para la eventual línea de transmisión eléctrica, por lo que se recomendaría aprovecharla en tanto cuanto sea posible. Por otro lado, se reconocen las inquietudes panameñas ante el riesgo de invasiones migratorias ilegales desde Colombia a lo largo de una carretera Panamericana concluida, o a lo largo del corredor de la línea de transmisión que facilitara el acceso a través de la frontera. Reconociendo la inexistencia de ruta transitable entre Urabá / Apartadó en Colombia y Yaviza en Panamá, y las serias dificultades de acceso y construcción en esa área, 3 opciones se presentan para el trazado:

a) bajar de Urabá / Apartadó acompañando la ruta local disponible hacia Chigorodó, hasta encontrar el trazo de la Carretera Panamericana, y seguir por éste hasta Yaviza, y de Yaviza hasta La Represa de Bayano, a lo largo de la Panamericana existente, conforme se muestra en la Figura 5.1; en este caso, la subestación intermedia sería ubicada en Yaviza o en sus cercanías, donde eventualmente también podría ser instalado un transformador para alimentar esa área con energía eléctrica;


Figura 5.1 Urabá / Apartadó – Yaviza: alternativa A


Figura 5.2 Urabá / Apartadó – Yaviza: alternativa B


Figura 5.3 Urabá / Apartadó – Yaviza: alternativa C


b) bajar de Urabá / Apartadó acompañando las ruta de Chigorodó hasta la altura de Carepa, voltear al oeste-noroeste hasta cruzar el río Atrato, luego acompañar la serranía del Darién hasta cruzar la frontera en Zapzurro / Puerto Obaldía, para después retomar la Panamericana entre Canglón y Santa Fe, prosiguiendo de allí hasta La Represa de Bayano, como se muestra en la Figura 5.2; en este caso la subestación intermedia podría ser ubicada en Puerto Obaldía, que se beneficia de facilidades deacceso marítimo; eventualmente la instalación de un transformador en esta localidad podría ser beneficiosa para el desarrollo socioeconómico y turístico de esta área;

c) subir de Urabá / Apartadó por las rutas y caminos disponibles hasta un punto conveniente para cruzar el golfo de Urabá por medio de cables submarinos, luego llegar a Puerto Obaldía y proseguir como en la alternativa (b); ver la Figura 5.3.

La opción (c) es la única que no presenta un corredor continuo que pudiera ser utilizado por inmigrantes ilegales y grupos armados indeseables, pero es muy probable que sea la más cara a razón de los cables subacuáticos para cruzar el golfo de Urabá. Para efectos de estimación inicial de costos, se supuso que el trazado siga las alternativas (a) o (b), con una subestación intermedia a aproximadamente medio camino entre Urabá y Bayano, que estaría ubicada en Yaviza o Puerto Obaldía, respectivamente. Por simplicidad, referiremos a esa subestación intermedia generalmente como “Yaviza”. Teniendo en cuenta el grado de incertidumbre que todavía afecta la escogencia del trazado, se supondrá aproximada y simplemente una longitud total de 400 km entre Urabá y Bayano, con 200 km Urabá y “Yaviza”, y 200 km entre “Yaviza” y Bayano. 5.4.5 Configuración de línea y subestaciones Se supone que la línea de interconexión sería de configuración biterna “en bandera” (con un circuito dispuesto verticalmente de cada lado de la torre), en torres metálicas autosoportadas, 2 subconductores “Flicker” (ACSR 273,1 mm2) por fase, 2 cables de guarda de acero galvanizado (uno de los cuales podría contener una fibra óptica para telecomunicaciones). Se supuso para los fines actuales la subestación intermedia en “Yaviza” en configuración de disyuntor-y-medio o de doble barra, con 4 celdas de línea y 4 celdas de reactores, incluso los 4 reactores trifásicos de 25 Mvar cada uno. Sería igualmente necesario reforzar el tramo Urrá – Urabá 230 kV en Colombia, mediante la construcción de aproximadamente 50 km de línea de transmisión de 230 kV en simple terna, con las ampliaciones respectivas en las subestaciones Urrá y Urabá (además de la ampliación ya programada, sin costo para este proyecto, del refuerzo entre Cerromatoso y Urrá 230 kV).

T:\proj\014519\7000\600REV\Cap5\CAP5.DOC 5-10 2002/10/25

4.6 Costos de inversión Con base en las investigaciones efectuadas, y teniendo en cuenta que los costos reales de construcción estarán muy probablemente en el lado alto de los rangos usuales, se adoptaron los costos unitarios siguientes, a título preliminar para los fines de este estudio:

• línea de transmisión 230 kV, simple terna: 120 kUSD/km

• línea de transmisión 230 kV, doble terna: 190 kUSD/km

• costo de servidumbre de línea de transmisión: 20 kUSD/km

• construcción de vía transitable de 3,5 m de ancho: 200 kUSD/km

• mitigación ambiental (típicamente de 2 a 5%): 3% del costo de construcción

• celda de línea (por circuito) en subestación 230 kV: aproximadamente 900 kUSD

• celda de reactor inductivo en subestación 230 kV: aproximadamente 600 kUSD

• reactor inductivo trifásico de 25 Mvar a 230 kV: 300 kUSD (a 12 kUSD/Mvar)

En el Cuadro 5.2 a continuación se presentan los costos de inversión:


Cuadro 5.2: Costos de inversión

Componente Costo (en MUSD)

50 km línea simple terna Urrá – Urabá 6.0

200 km línea doble terna Urabá – Yaviza 38.0

200 km línea doble terna Yaviza – Bayano 38.0

450 km de servidumbre de líneas de transmisión 9.0

200 km vía transitable para el tramo Urabá – Yaviza 40.0

Subtotal líneas antes de mitigación ambiental 131.0

Mitigación ambiental líneas 3.9

Subtotal líneas de transmisión 134.9

Ampliación subestación Urrá 230 kV con 1 celda de línea 0.9

Ampliación subestación Urabá 230 kV con 3 celdas de línea 2.7

S/E Yaviza 230 kV con 4 celdas de línea y 4 x 25 Mvar reactores 7.2

Costo de adquisición de terrenos para subestaciones 1.0

Ampliación subestación Bayano 230 kV con 2 celdas de línea 0.9

Subtotal subestaciones 12.7

Subtotal líneas más subestaciones 147.6

COSTO TOTAL ESTIMADO DE LA INTERCONEXIÓN 150

El costo total estimado de la interconexión Panamá – Colombia, redondeado a la próxima decena de millones, es de 150 millones de dólares estadounidenses. Cabe recordar que podría haber la necesidad adicional de refuerzos en aproximadamente 100 km de línea de transmisión en 230 kV entre Bayano y Panamá 2, teniéndose en cuenta que los nuevos desarrollos de centrales térmicas ubicadas en las cercanías de Bayano podrán consumir ya rápidamente cualquier capacidad ociosa que pueda existir actualmente en la línea doble terna Bayano – Panamá 1. El costo del proyecto de la interconexión eléctrica está siendo bastante penalizado por las incertidumbres de orden ambiental y por la inexistencia actual de carreteras o caminos de acceso


a la región, sobre todo en el tramo para atravesar el Tapón de Darién. Por ende, los gobiernos podrán querer contribuir estratégicamente a la reducción de las incertidumbres y dificultades ambientales, a través de apoyos tales como los siguientes:

• coordinar los ajustes que puedan ser necesarios a las regulaciones nacionales respectivas;

• contribución a la realización del estudio de impacto ambiental;

• incremento de la seguridad y control en el área;

• mejoría de las condiciones sanitarias de la región;

• apertura y mantenimiento de rutas de acceso;

• posibilitar la conclusión eventual de la Carretera Panamericana en ese tramo;

• o finalmente, participar directa o indirectamente en la realización del proyecto.

5.4.7 Costo de operación y mantenimiento Se adoptó el costo típico de operación y mantenimiento como un 2.5% p.a. (por año) aplicado al costo total de la inversión. Este parámetro deberá ser suficiente para incluir el costo de mantenimiento de la red de caminos de acceso, cuyo costo ha sido estimado en un 5 kUSD/km. Aplicado al costo total estimado de 150 MUSD de inversión, resulta el costo de operación y mantenimiento de 3.75 MUSD/año. 5.5 ASPECTOS AMBIENTALES 5.5.1 Introducción Se buscó establecer, de manera inicial, las restricciones ambientales asociadas al proyecto de Interconexión con Colombia y proponer medidas correctivas que podrían ser posibles. 5.5.2 Medio ambiente natural y social Desde el punto de vista biológico, el área de estudio se caracteriza por una riqueza única en cuanto a su flora y fauna. La diversidad y la cantidad de biomasa vegetal son importantes para la supervivencia de los ecosistemas y de numerosas especies en peligro o en grave amenaza de extinción (18 especies de mamíferos y 30 especies de aves). Tanto en Panamá como en Colombia, estos ecosistemas se encuentran en los parques nacionales de Katios y de Darién y están protegidos por la reglamentación nacional. Los componentes del ambiente social de mayor importancia en el área de estudio son las infraestructuras humanas, incluso las minorías étnicas y culturales en toda el área de estudio, debido a la vulnerabilidad de estas poblaciones a los cambios que conllevan los proyectos de infraestructura. En Panamá, las comunidades indígenas Kuna y Emberá son las que serían más afectadas por el proyecto de la línea de transmisión. Estas poblaciones viven una invasión continua de sus tierras y un proceso acelerado de deforestación. Es también importante tener en cuenta el conflicto armado que existe en Colombia y que afecta la zona de estudio, tanto en Colombia como en Panamá. Aunque esta situación no se pueda considerar como un factor social al igual que los ya mencionados, la presencia y la actuación de


los grupos armados en la zona han creado condiciones de inseguridad social y política que son impedimentos a la construcción y a la operación de líneas de transmisión eléctrica. 5.5.3 Restricciones ambientales Las restricciones de ambiente natural en Panamá son:

• el Parque Nacional Darién, declarado Reserva de la Biósfera y del Hombre

• la Reserva Forestal Canglón

En Colombia existen las restricciones siguientes de ambiente natural: • el Parque Nacional Katios y el Área Forestal Protectora

• los humedales, pantanos y ciénagas en el cruce del río Atrato, de 50 km de longitud

• la flora y fauna marina, si se pasa por el Golfo de Urabá por un cable submarino

• la alta precipitación (más de 2500 mm) y las pendientes (entre 45 y 25°) en las montañas

Las restricciones de ambiente social en Panamá son: • el territorio de las comunidades Kuna y Emberá

• los caminos de acceso para la construcción y el mantenimiento de la línea de transmisión

• las comunidades o agrupaciones de viviendas que viven de la agricultura

• el conflicto armado en Colombia, que es una restricción a corto y mediano plazo

5.5.4 Impactos potenciales Los impactos ambientales principales del proyecto son los siguientes:

• pérdida del uso de la tierra y desplazamiento de la población

• deterioro de los recursos culturales y económicos tradicionales

• mayor accesibilidad a tierras silvestres.

• fragmentación o alteración de los hábitats.

• daño a la vegetación, pérdida de hábitat e invasión de las especies exóticas

• escurrimiento de aguas y sedimentación

• contaminación química

• peligros para las aves debido a las líneas de transmisión y torres


5.5.5 Medidas ambientales Medidas preventivas y medidas mitigatorias pueden ser incorporadas al proyecto con el fin de lograr su viabilidad ambiental. Las medidas preventivas son como las siguientes:

• seleccionar la ruta de modo que se eviten las comunidades indígenas y sus recursos

• escoger la ruta a lo largo del divisor de aguas

• eviten las regiones y los sitios turísticos

• utilizar diseños alternativos para las torres a fin de reducir la franja de servidumbre

• seleccionar la ruta evitando los hábitats y rutas migratorias importantes de las aves

Las medidas mitigatorias son como las siguientes: • utilizar técnicas adecuadas de desbroce

• conservar los hábitats (es decir, la vegetación nativa) debajo de las líneas

• emplear varios caminos de mantenimiento en vez de un solo camino continuo

• utilizar productos químicos de manera selectiva para el control de la vegetación

• escoger metódicamente los herbicidas y minimizar su aplicación

5.5.6 Marco legal y reglamentario El marco legal en medio ambiente que se aplica al proyecto incluye principalmente:

• la Ley General del Ambiente de la República de Panamá (1º de julio de 1998)

• el Reglamento del Proceso de Evaluación de Impacto Ambiental (16 de marzo del 2000)

• la Resolución de Gabinete nº 317 regulando la Comisión de Política Energética (2 de octubre de 1995)

5.5.7 Conclusiones del análisis ambiental

• La línea de transmisión propuesta (incluyendo el tramo Yaviza – Bayano) requeriría una evaluación ambiental y un plan de manejo ambiental detallados.

• Las restricciones en el Parque Nacional Darién y en la Reserva Forestal Canglón pueden significar que la mitigación de los impactos en estas zonas sea inaplicable.

• Las restricciones, tanto del ambiente natural como social, generarán impactos ambientales significativos que requerirán medidas ambientales complejas y costosas.

• Las restricciones relativas a las poblaciones indígenas Kuna y Emberá requerirán medidas de mitigación y compensación cuyos costos se vuelvan muy significativos.


Se subraya que el análisis presentado en este informe es inicial y que uno de los obstáculos físicos principales a la realización de la interconexión eléctrica Panamá – Colombia es la inexistencia de la Carretera Panamericana u otros buenos caminos de acceso disponibles en la región. 5.6 ASPECTOS INSTITUCIONALES PARA COMPRAR Y EXPORTAR ENERGÍA 5.6.1 Introducción La Bolsa Colombiana de Energía es operada por Interconexión Eléctrica S.A. (ISA). En el año 2000, la tarifa por transmisión fue modificada y ahora es un sistema de estampilla postal (postage stamp system); iniciando el 2003, todos los costos de transmisión serán sobre la demanda. 5.6.2 Reglas Colombianas de operación y racionamiento El sistema eléctrico colombiano es muy sensible a fenómenos climáticos de extrema sequía, que pueden originar racionamientos de energía con cubrimiento nacional, de magnitud y duración inciertos y dependientes de las características del fenómeno. Las reglas del despacho económico se mantienen y las plantas se escogen en orden de mérito de los precios de oferta, ya sea para atender total o parcialmente la demanda nacional. 5.6.3 Racionamiento para exportaciones y reglamentación Colombiana Si fuera decidido implantar la interconexión Panamá – Colombia, un acuerdo de interconexión entre esos dos países será necesario. 5.7 FACTIBILIDAD ECONÓMICO-FINANCIERA PRELIMINAR 5.7.1 Costos, tarifas y rentabilidad El costo total de la interconexión Panamá – Colombia fue estimado en 150 millones de dólares estadounidenses. Las estimaciones preliminares de este informe, desde una perspectiva económica, mostraron que el costo de la línea se reflejaría en un costo de transporte situado entre 3.2 y 4.5 ¢/kWh en una base anualizada para una demanda máxima entre 150 y 100 MW respectivamente, como mostrado en el Cuadro 5.3 a continuación.

Cuadro 5.3: Costo específico del transporte de energía por la interconexión Máx. potencia transportada

(MW)

Energía transportada (GWh/año)

Costo fijo anual

(MUSD/año)

Costo variableanual

(MUSD/año)

Costo anual de transporte (MUSD/año)

Costo específico de transporte (US¢/kWh)

100 525.6 22.37 1.19 23.56 4.5 150 788.4 22.37 2.57 24.94 3.2


5.7.2 Intereses financieros para importadores-exportadores (viabilidad comercial) Conforme el Artículo 19 de la Ley de Electricidad de Panamá, la empresa de transmisión desarrollará el plan de expansión de transmisión en concordancia con los criterios y políticas establecidas por la agencia reguladora que también debe aprobar el plan. La interconexión con Colombia aún no ha sido incluida en el plan. Finalmente, dado el requerimiento de que la empresa de transmisión consulte la opinión de las empresas de distribución y generación sobre el plan de expansión, algunos de los agentes interesados en la opción de interconexión podrían discutirlo con la empresa de transmisión. Desde una perspectiva financiera, está claro que – a raíz de los altos costos involucrados y de la cantidad de energía relativamente pequeña que podría ser transportada – la línea no podrá ser establecida exclusivamente como un proyecto de “línea de transmisión mercantil” (merchant line). Del Cuadro 5.4 a continuación (referido a los casos analizados en el Informe Interino 3) se verifica que, con el costo de inversión de la interconexión estimado en 150 MUSD y con base en las otras hipótesis adoptadas, la interconexión Panamá – Colombia es un proyecto difícilmente viable desde el punto de vista financiero, a raíz de las muchas incertidumbres que presenta, para un nivel de intercambio relativamente modesto (100 a 150 MW de potencia máxima). Quedaría a examinar, si fuera de interés estratégico, la viabilidad de la interconexión para transportar valores más grandes de potencia y energía, como quizás los 300 MW planteados para el proyecto SIEPAC a lo largo del Istmo Centroamericano.

Cuadro 5.4 Resumen de los análisis financieros Costo del Potencia

Cuadro Tipo de proyecto proyecto MW en (*) tarifa de en (*) Inversión Cap.propioMUSD Colombia transporte Panamá sin fin. con fin.

7.2.1 transporte m ercantil 150 100 - 4,5 - 9,4% 10,0%7.2.2 transporte m ercantil 150 150 - 3,2 - 9,5% 10,2%7.2.3 diferencia de precios, base 150 150 3,9 0,8 5,8 8,7% 8,8%7.2.4 diferencia de precios, optim ista 150 150 3,3 0,8 7,2 16,1% 20,9%7.2.5 diferencia de precios, pesim ista 150 150 4,4 0,8 4,4 <0% <0%7.2.6 m ercantil, m ínim o costo 125 150 - 3,2 - 11,9% 14,0%7.2.7 m ercantil, m ínim o costo 29 150 - 1,0 - 11,9% 14,0%7.2.8 dif.precios, base, m ínim o costo 113 150 3,9 0,8 5,8 12,0% 14,0%7.2.9 dif.precios, optim ista, m ín.costo 204 150 3,3 0,8 7,2 12,0% 14,0%

7.2.10 dif.precios, pesim ista, m ín.costo 23 150 4,4 0,8 4,4 11,9% 14,0%

(*) Costos increm entales prom edio de largo plazo en el período 2005 - 2010, en centavos de dólar por kW h MUSD = m illones de dólares de los Estados Unidos de Am érica TIRF = tasa interna de retorno, financiera (% p.a.) Tasa de descuento: 12% p.a. Tasa de interés del m ercado: 8% p.a. Plazo de pago del préstam o: 10 años Razón deuda / capital propio: 70% / 30%

Costos de energía, ¢/kWh TIRF

Aunque haya mucha incertidumbre en Colombia, este país cuenta con depósitos importantes de gas y un vasto potencial hidroeléctrico aún por explotar, lo que haría que importar desde Colombia pueda ser atractivo no sólo para Panamá sino para gran parte de Centroamérica. La adopción de un cargo común por transporte para Centroamérica ayudará a los exportadores colombianos a este respecto. Específicamente con respecto a la tarifa de transmisión de Panamá,


la metodología actual impone cargos mayores a generadores localizados en zonas más alejadas del centro de carga; por ejemplo, la central hidroeléctrica de Fortuna pagará más que la hidroeléctrica de Bayano. Aun si dicha tarifa más cara de transmisión fuera impuesta a la energía recibida en la frontera de Panamá con Colombia, las importaciones de energía colombiana todavía serían competitivas para las cargas base y pico. 5.7.3 Promotores potenciales Además de ETESA, es posible que otros agentes del mercado emprendan la construcción, operación y mantenimiento de líneas de transmisión, dependiendo de cómo percibe el inversionista los riesgos relacionados con la inversión. 5.8 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES El proyecto de la interconexión Panamá – Colombia difícilmente podría ser viabilizado económica y financieramente para niveles de importación de energía inferiores a unos 700 ó 800 GWh/año, con base en los costos actualmente anticipados y una transmisión máxima de potencia de no más que unos 150 MW. Contribuyen para las dificultades del proyecto las incertidumbres de orden ambiental y la inexistencia actual de carreteras o caminos de acceso a la región, sobre todo en el tramo para atravesar el Tapón del Darién. Exclusivamente desde un punto de vista comercial, la interconexión eléctrica Panamá – Colombia podría eventualmente ser viable bajo algunos escenarios especialmente favorables, recordándose empero los varios puntos que llevan a un alto nivel de incertidumbre:

• elevados costos de construcción, operación y mantenimiento, incluso en función de la necesidad de establecer rutas o caminos de acceso;

• temas de protección y mitigación ambiental; • temas de seguridad, incluso actividades de la guerrilla y de otros grupos armados; • temas de política nacional y regional, incluso el flujo migratorio ilegal.

Para que la interconexión Panamá – Colombia se vuelva verdaderamente rentable, las exportaciones de energía eléctrica desde Colombia no deberían de estar limitadas exclusivamente a la demanda de Panamá, sino más bien a la de toda Centroamérica. Si los gobiernos de Panamá y Colombia tuvieren un interés estratégico en el eventual apoyo al proyecto de interconexión eléctrica, podrán querer contribuir a la reducción de las incertidumbres y dificultades ambientales, a través de apoyos tales como los siguientes:

• coordinar los ajustes que puedan ser necesarios a las regulaciones nacionales respectivas; • contribución a la realización del estudio de impacto ambiental; • incremento de la seguridad y control en el área; • mejoría de las condiciones sanitarias de la región; • apertura y mantenimiento de rutas de acceso; • posibilitar la conclusión eventual de la Carretera Panamericana en ese tramo; • o finalmente, participar directa o indirectamente en la realización del proyecto.


Reducciones substanciales en el costo de inversión del proyecto de interconexión podrían volverlo atractivo en escenarios favorables, recordándose siempre que se necesitaría contar con respaldo en el mercado de oportunidad de Panamá para suplir las deficiencias de suministro causadas por fallas en la interconexión o por las reglas colombianas de racionamiento selectivo.


6. DESARROLLO DE LOS RECURSOS NATURALES RENOVABLES 6.1 SOLAR Los paneles solares recolectan luz solar y generan electricidad. Dichos paneles están conectados a una serie de componentes, que permiten conformar sistemas solares que se ajustan a aplicaciones específicas. Las aplicaciones más comunes de los paneles solares son iluminación, bombeo de agua, provisión de energía para pequeños aparatos en los hogares y provisión de energía para aplicaciones de uso productivo. 6.1.1 Panorama mundial La capacidad de un sistema solar fotovoltaico está determinada por el número de vatios de la estructura solar. Sin embargo, la cantidad de energía (kWh) disponible para consumo diario depende de la insolación diaria promedio (monto de energía solar medido en kWh/día/m2) que recibe una región. De acuerdo con “Fast Solar Energy Facts”, las instalaciones solares totales a nivel mundial en el año 2000 significaron un poco menos de 300 MW (pico), comparado con 21 MW en 1985. Un sistema de energía solar para residencias cuesta típicamente alrededor de 8-10 USD por vatio Sin programas de incentivo, los costos de energía solar (en un rango de clima soleado promedio) se situan entre 22 y 40 centavos por kilovatio-hora. 6.1.2 Energía solar en Panamá En la estación de medición Santiago (Estación 120-002) para un año (1997) para el cual se encontraron disponibles los registros completos, la cantidad de luz solar disponible varió significativamente durante el año:

• Para 50% de los días, la luz solar disponible fue menos de 8 horas por día, • Para 25% de los días, fue menos de 5 horas por día y, • Para 10% de los días, fue alrededor de 2.5 horas por día.

Analisis similares, con base mensual, indican una amplia variación. En marzo, 100% de días tuvieron luz solar por más de 8 horas y 60% de estos tuvieron luz solar por más de 10 horas. Por otro lado, en junio el 50% de los días tuvieron luz solar menos de 5 horas por día. La variabilidad de la cantidad de luz solar disponible de mes a mes sugiere que las instalaciones solares, en Panamá, deberán dimensionarse en proporción a la varabilidad de la luz solar durante los meses de junio a noviembre. Sin embargo, existe un riesgo significativo que, aún con bancos de baterías mayores de lo normal, el suministro de energía pueda ser agotado durante largos períodos de cielo muy cubierto. De esta manera, las aplicaciones que requieren energía asegurada necesitarían otras fuentes de energía.


Otro punto a considerar, es el alto costo de instalaciones solares. El costo instalado de un sistema solar que se encuentra entre 20 y 100 vatios está alrededor de USD 10 a USD 12 por vatio en comparación con menos de USD 1.00/vatio para unidades térmicas de varios tipos y para aprovechamientos hidroeléctricos de USD 1.00 a USD 3.00 por vatio (dependiendo de las condiciones de sitio). De esta manera, los retos para la energía solar en Panamá son:

• alta variabilidad en disponibilidad de luz solar; • alto costo de instalaciones.

6.1.3 Posibles incentivos Existen dos grupos principales de aplicaciones para la producción de electricidad a partir de energía solar, los que están conectados a la red eléctrica y los que están lejos de la red. A fin de promover el desarrollo de aplicaciones de energía solar que están conectadas a la red (sea para desplazar energía comprada a las empresas de servicios de electricidad o para venderla a dichas empresas), se requieren subsidios significativos (del orden de cinco a seis dólares americanos por vatio). El Gobierno puede promover la instalación de dichos sistemas de la siguiente manera: 1) Incorporar el desarrollo de la energía solar dentro de los planes y programas de

Electrificación Rural. 2) Proporcionar un régimen fiscal especial a los diferentes componentes específicos de los

sistemas como los paneles solares, los inversores, las baterías o los controladores de carga.

Para aplicaciones en áreas lejanas, los aspectos sociales adicionales pueden ser relevantes. En particular, el Gobierno puede desear promover la provisión de energía eléctrica a áreas remotas (sin tomar en cuenta la fuente de esa energía) con el objetivo de promover el desarrollo económico y social. En dichos casos, el método convencional de producción de energía es el uso de equipos pequeños de generación diesel. Debido a lo remoto de la ubicación de algunas de dichas instalaciones y las pequeñas cantidades de combustible requerido, el costo unitario de combustible puede ser extremadamente alto. En dichas circunstancias, ahora los sistema híbridos (diesel/solar) pueden ser económicamente atractivos. A pesar de lo anterior, si el Gobierno desea apoyar esta tecnología, la natulareza variable de la tecnología hace difícil establecer una serie de condiciones que serían aplicables durante un período sustancial. Por ejemplo, se requiere un subsidio de alrededor de cinco o seis dólares por vatio para hacer la tecnología competitiva en este momento; sin embargo, la industria espera que los costos de los paneles solares caigan significativamente en el mediano plazo.


Por lo tanto, puede ser apropiado para el Gobierno examinar propuestas caso por caso usando como criterios la disponibilidad de financiamiento internacional a bajo costo y los beneficios para Panamá de proyectos específicos. Los esquemas de electrificación rural basados en sistemas fotovoltaicos en países en desarrollo usualmente dependen de agencias internacionales de préstamo y/o donaciones para mucha (si no gran parte) de la inversión requerida. Usualmente, los costos de operación y mantenimiento, incluyendo reemplazo de baterías y otros components, es responsibilidad del Gobierno, la empresa de servicios eléctricos o el usuario. Debido a lo remoto del sistema y la (usualmente) extrema pobreza del usuario, es difícil asegurar la sostenibilidad de dichos sistemas y por consiguiente los centros de salud, escuelas y granjas alimentarias sostenibles deben ser prioritarios. Una ventaja de la energía solar es que ésta produce electricidad sin emisiones atmosféricas. Como resultado de Protocolo de Kyoto sobre Cambio Climático, este beneficio tiene un valor monetario significativo a través del “Mecanismo del Desarrollo Limpio” (Clean Development Mechanism - CDM). El Gobierno de Panamá, en conversaciones con corporaciones multinacionales interesadas en desarrollo solar, puede enfatizar los beneficios disponibles para ellos a través de CDM de implementar proyectos solares en Panamá. Muchas de las agencias de financiamientos multilaterales y bilaterales ven favorablemente las inversiones en producción ecológica. Esto incluye al Banco Mundial (particularmente a través del Global Environmental Facility), Corporación Financiera Interancional, PNUD, KFW de Alemania y MEPI de Japón. Otra facilidad que ya ha sido utilizada en Panamá es Global Environmental Facility (GEF) que fue establecida en 1991 para forjar cooperación internacional y financiar acciones para tratar amenazas críticas al medio ambiente global. GEF proporciona donaciones nuevas y adicionales y financiamiento con condiciones favorables para enfrentar los costos incrementales de medidas para lograr beneficios globales en cuatro áreas:

• La protección contra pérdida de biodiversidad; • La reducción de gases invernadero; • La protección de aguas internacionales; y • La protección de la capa de ozono

El Gobierno de Panamá puede tener un acercamiento a las agencias donantes con las cuales actualmente trata, así como con las agencias arriba mencionadas, para investigar las posibilidades de financiamiento adicional para proyectos “verdes” (en otras palabras que no dañen al medio ambiente).


6.2 GEOTÉRMICA 6.2.1 Característicos de la tecnología La fuente principal de los sistemas geotérmicos yace en lo profundo de la tierra. La litosfera o corteza externa de la tierra, incluyendo los continentes, tiene aproximadamente 100 km de espesor. La litosfera tiene subyacente un manto semiplástico, el cual tiene una temperatura mayor de 925 °C (1700 °F) y es la fuente de magma que es inyectada periódicamente en ciertas áreas de la litosfera dando origen a volcanes, flujos masivos de lava, y áreas con subsuperficies que tienen altas temperaturas anómalas. Al menos tres factores deben estar presentes para que los recursos geotérmicos sean actualmente comerciales para la producción de energía:

1. El calor se conduce lateralmente o desde abajo.

2. Existe una red interconectada de fractura (un embalse o reservorio con porosidad y permeabilidad de fractura) suficientemente profunda para ser perforada de manera económica.

3. Agua o vapor que llenen la red fracturada. El calor eleva la temperatura del agua y en algunos embalses o reservorios geotérmicos se produce vapor seco.

Las fracturas producen el reservorio geotérmico en el cual el vapor y el agua caliente se almacenan. Actualmente, la producción de recursos se complementa con la perforación de pozos en estas áreas fracturadas de la subsuperficie. En América Central existen algunas fuentes geotérmicas a 2000 m bajo la superficie con una temperatura de 270 °C y una presión de 16 MPa. Las plantas de energía geotérmica modernas tienen bajos niveles de SO2, CO2 y emisiones de partículas (véase la siguiente tabla).

Comparación de emisión Planta de energía

(Fuentes de energía) SO2

lb/MWh CO2

lb Carbón/MWh Carbón bituminoso 12 497 No. 6 combustible fósil 10.6 418 Gas natural (metano) 282 Geotérmica - cantidad máxima 0.3 20 Geotérmica - instalación moderna 0 a 0.1 0 a 0.3

Los bajos niveles de emisiones proporcionan un recurso valioso a las compañías de energía multinacionales interesadas en beneficiarse del Mecanismo de Desarrollo Limpio del Acuerdo de Kyoto.


Las plantas de energía geotérmica tienen tasas de emisión de azufre que van desde 0 hasta pequeñas cantidades y asimismo emisiones de gases de efecto invernadero más pequeñas que aquellos de las plantas de energía de combustible fósil, además no emiten óxidos de nitrógeno. La planta de energía geotérmica tiene también otros elementos riesgosos que contaminan los suelos como: mercurio, boro y arsénico. Para cada recurso geotérmico se debe evaluar la concentración y compararla con los límites recomendados para la protección de la salud. El costo asociado con la construcción y operación de una planta de energía geotérmica varía ampliamente y depende de factores como:

• tipo de recursos (vapor o agua caliente) • temperatura de los recursos • productividad del reservorio • tamaño de planta y tipo (evaporación instantánea simple, binaria, etc.) • regulaciones ambientales • costo de capital • costo de la mano de obra Dependiendo del número de pozos que deben ser perforados, tipo de planta y tamaño del proyecto, ubicación, topografía y líneas de transmisión, los costos de instalación de las plantas geotérmicas varía de USD 1 600 a USD 4 500 por kilovatio. El costo de OyM de las plantas de energía geotérmica modernas a mediana y a gran escala varía de 0.4 a 0.6 centavos de dó1ar por kWh (solamente considerando la central y no la explotación del recurso). El costo total de producción, nivelado para la vida de las plantas de energía geotérmica en Centroamérica y Norteamérica puede variar en el rango de 3.5 a 7.5 centavos de dó1ar por kWh. Debe notarse que los costos antes mencionados deben ser utilizados cuidadosamente pues el costo de la energía geotérmica está altamente relacionado con los aspectos específicos del sitio. Existe una amplia variación, por ejemplo, en costos de investigación preliminares, profundidad de las perforaciones, producción de las perforaciones (en términos de flujo de líquidos y sus temperaturas), vida esperada de las perforaciones, grado de corrosión del fluido (y en consecuencia el costo de las medidas de mitigación). Se pueden esperar amplias variaciones en dichos costos aún en proyectos que se encuentran relativamente cerca unos de otros. 6.2.2 Energía geotérmica en Panamá ETESA tiene un programa continuo de investigaciones geotérmicas. Sus planes actuales incluyen investigaciones de las siguientes áreas:

• Baru-Colorado, • Chitra-Calobre y • Tonosi


El atractivo de los proyectos geotérmicos está fuertemente relacionado con las condiciones de sitio. Para promover el aprovechamiento de recursos geotérmicos, el Gobierno podría continuar las exploraciones que está realizando ETESA. 6.2.3 Experiencias en otros países centroamericanos Los volcanes centroamericanos se extienden a través de Guatemala, El Salvador, Honduras, Nicaragua, y Costa Rica y al interior de Panamá. Esta área, repleta de volcanes activos y recientemente activos, tiene muchos sistemas geotérmicos, en su mayoría sin perforar. El aprovechamiento está más avanzado en El Salvador con un total de 105 MW en Ahuachapan y Berlín. En una época, Ahuachapan proveía casi la mitad de la energía eléctrica de El Salvador. Nicaragua tiene 70 MW en su área de Momotombo. Miravalles en Costa Rica tiene casi 125 MW. También hay una nueva planta de 25 MW en Zunil, Guatemala y muchas otras áreas en América Central que están siendo consideradas para ser desarrolladas. 6.3 EÓLICA 6.3.1 Panorama mundial La energía eólica es la tecnología de producción de energía que ha visto la tasa más alta de crecimiento en los últimos diez años y en 1998, la capacidad total a nivel mundial subió 35%, de 7 200 MW a 9 600 MW. La última encuesta disponible muestra la siguiente capacidad instalada (y operativa) en 1997. MW • Europa 4450 • Norteamérica 1650 • Asia 1044 • Sudamérica y Centroamérica 32 • Medio Este y África 24 • Caribe 4 • Total Mundial 7 200

(aprox.) El World Watch Institute (Washington, EEUU) pronostica una capacidad total de 46 000 MW en el 2007. Las razones que explican esta tendencia son:

• tecnología inocua para el medio ambiente (sin emisiones de NOx, CO2, SO2); • impacto mínimo en la actividad económica del terreno donde se instale un parque con

turbinas eólicas;


• decrecimiento de los costos de capital y de los costos de producción; • programa de corto desarrollo y construcción aceptable; • voluntad política de incrementar el porcentaje “verde” de generación de energía en

muchos países 6.3.2 Características de la tecnología Hay dos tipos de turbinas eólicas modernas:

• Turbina eólica de eje horizontal (Horizontal Axis Wind Turbine - HAWT), que consiste de un propulsor (2 o 3 alabes) con conexión a un generador a través de una caja de engranajes, siendo todo este equipo instalado en un rodete (hub) montado en lo alto de un poste.

• Turbina eólica de eje vertical (Vertical Axis Wind Turbine - VAWT), del diseño “batidor aislador” (egg-beater) Darrieus, donde todo el equipo de generación y transmisión está instalado a nivel del suelo, por debajo del rotor.

El tipo HAWT es más común, pero todo el rotor, caja de engranajes y generador están en lo alto de la torre y deben ser girados para hacer frente a la dirección del viento. El VAWT puede aceptar viento de cualquier dirección y su pesada maquinaria está a nivel del suelo lo cual es más conveniente para mantenimiento, particularmente para unidades grandes. Durante los últimos diez años, gran parte del desarrollo y aplicaciones comerciales tuvieron lugar en la tecnología de HAWT. Las principales ventajas de la energía eólica son que ésta es una tecnología inocua para el medio ambiente sin emisiones de NOx, CO2 y SO2 y que tiene un impacto mínimo en la actividad económica de la tierra sobre la cual se ubica el molino de viento. Su mayor desventaja es que el nivel de producción está directamente relacionado con la velocidad del viento en cada momento y no puede ser garantizada; por lo tanto, hay poca capacidad firme, si la hay, relacionada con la energía que el sistema pueda producir. Las turbinas eólicas modernas operan automáticamente entre la velocidad del viento para “conectar” (usualmente 4 a 5 m/s) y la velocidad del viento para “desconectar” (90 km/h). La velocidad de viento normal, a la cual se alcanza la producción normal, es usualmente un viento bastante fuerte de alrededor de 15 m/s (54 km/h). En consecuencia, la selección de sitios es de primera importancia en la eficiencia y rentabilidad de la tecnología. Solamente regiones con gran capacidad eólica ofrecen un potencial de energía eólica apropiado. Esto incluye más y más sitios “litorales” (mar adentro) donde los parques estén instalados a pocos kilómetros a lo largo de las costas marinas. Se debe enfatizar que la Industria de la Energía Eólica siempre hace referencia a la palabra “Energía” y no a “Potencia”, dado que el nivel de producción, por lo tanto potencia, está directamente relacionado con la velocidad del viento en cada momento y que no puede ser garantizada. Dependiendo del tamaño del proyecto, ubicación, topografía y líneas de transmisión, los costos de instalación de turbinas eólicas a gran escala varían de USD 760 a USD 1 200 por kilovatio.


Esto incluye costos del terreno, caminos, subestación, transformadores y líneas de transmisión al interior del perímetro de la central eólica. Los costos de instalación de turbinas eólicas de pequeña escala varían de USD 1 400 a USD 5 000 por kilovatio, dependiendo si las aplicaciones incluyen baterías, inversores, controladores y otros componentes de balance del sistema. El costo de operación y mantenimiento (OyM) de las modernas turbinas eólicas a gran escala varía de 0.3 a 0.5 centavos de dólar por kWh, mientras que los costos de los sistemas pequeños van de 1 a 2 centavos de dólar por kilovatio-hora. Una extrapolación de datos disponibles sugiere que el costo total de producción de los parques de turbinas eólicas en Norteamérica está por debajo de 5 centavos por kWh en promedio y llega a los 4 centavos por kWh en los sitios con vientos fuertes (25 km/h promedio anual mínimo). 6.3.3 Energía eólica en Panamá Los estudios más recientes y relevantes concernientes a la energía eólica son el “Informe de Estrategias y Políticas para el Desarrollo de la Energía Eólica en Panamá,” de octubre del 2000 y “Estudio de factibilidad indicativo” ambos de Lahmeyer International. El primero informe identificó varias barreras a la implementación de energía eólica y sugiere medios o incentivos para eliminar (o reducir) estas barreras. Algunos de los incentivos sugeridos incluyen: proporcionar un precio fijo para la energía, dar concesiones para conexión al sistema y una clara definición del proceso administrativo para las aprobaciones. El segundo informe evaluó la viabilidad técnica, económica y financiera de un sitio específico de Panamá. El informe indica que una granja eólica de 18 MW, localizada en Cerro Tute, sería técnica y económicamente factible (con una tasa interna de retorno del 28%). El informe también indica que ese sitio es el único, de los tres sitios estudiados, que parece atractivo. Se puede concluir que las oportunidades para desarrollo de sitios viables en Panamá son muy limitadas. El sitio de mayor atractivo, desde el punto de vista de la generación de energía eólica, es la estación Cerro Tute. No obstante se le ha otorgado, a una empresa particular, licencia provisional para desarrollar los proyectos de Nuario y Hornitos. Las características de esta estación son las siguientes: • La velocidad máxima del viento alcanzó 30 m/seg, un poco por encima de la velocidad

típica de “desconexión”; • La velocidad del viento excedió las velocidades usables alrededor del 4% del tiempo; • Casi la mitad del tiempo la velocidad del viento excedió los 13 m/seg; • La velocidad del viento estuvo sobre el mínimo requerido entre cuatro a cinco m/seg. el

80% del tiempo • La velocidad del viento en el rango usable ocurrió el 75% del tiempo. Dada la velocidad relativamente baja y calidad intermitente del viento, la selección de sitios para instalaciones de sistemas de conversión de energía eólica requerirá un análisis particularmente minucioso.


6.3.4 Posibles incentivos Puede ser apropiado para el Gobierno examinar propuestas caso por caso usando como criterios la disponibilidad de financiamiento internacional y donaciones a bajo costo y los beneficios para Panamá de proyectos específicos. Las fuentes potenciales de financiamiento para estudios que identifiquen sitios con un régimen de viento atractivo podrían incluir varios programas en el Banco Mundial y las Naciones Unidas así como el BID y agencias de financiamiento bilaterales. Lo discutido en el Protocolo de Kyoto sobre el cambio climático y Global Environmental Fund en la Sección 2.5, también se aplica a la energía eólica. 6.3.5 Experiencias en otros paises Un examen de la bibliografía actual, particularmente en internet, ha llevado a las siguientes observaciones:

• Los incentivos para la energía eólica en Europa incluyen financiamiento público de programas de desarrollo e investigación nacional, subsidios directos a la inversión para la instalación de turbinas eólicas

• Se ha mostrado que el modelo con determinación de precio fijo es la mejor manera de crear un desarrollo dinámico del mercado, empleo e industrias sólidas en la industria de energía eólica en la Unión Europea

• El mecanismo de soporte básico para la energía eólica en Dinamarca es, en efecto, eximir a la energía eólica del impuesto CO2 sobre la producción de electricidad (de hecho toda la producción de electricidad está cargada con este impuesto y a los productores de energía eólica se les da una devolución parcial)

• Una “Ley sobre Energías Renovables” (“Renewable Energies Law”) en Alemania tuvo su primera presentación parlamentaria en diciembre 2000. Esta ley propuso las siguientes tasas de compra (buy-in rates) para las nuevas plantas (utilizando 1.00 Euro = USD 1.00): o Agua, gas desperdicio vaciado (garbage dump gas), gas de mina y gas vertido:

6.65 a 7.67 centavos/kilovatio-hora o Biomasa: 8.70 a 10.23 centavos/kilovatio-hora o Geotérmica: 7.16 a 8.95 centavos/kilovatio-hora o Energía eólica: 9.10 centavos/kilovatio-hora, cayendo a 7.06 centavos/kilovatio-

hora después de cinco años


6.4 PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS En 1979, se estudiaron 40 sitios con posibilidades para el aprovechamiento hidroeléctrico a pequeña escala en todo el territorio nacional. Despues, se construyeron las Microcentrales Hidroeléctricas Pueblo Nuevo (50 kW; Veraguas), Buenos Aires (10 KW; Veraguas), La Tronosa (60 KW; Los Santos), La Pintada (30 KW; Los Santos), Entradero de Tijeras (50 KW; Herrera) y El Cedro (35 KW; Herrera). El Estudio de Factibilidad, Diseño Final, Supervisión de la Construcción de todas las obras civiles, Instalación del Equipo Electromecánico, Extensión de las líneas de transmisión y distribución, Adiestramiento del Comité de Energía y Puesta en Operación de estas Microcentrales fueron realizados por el IRHE. La comunidad aportó la mano de obra y USAID donó el Equipo Electromecánico y la Tubería de Presión (PVC). Es factible establecer condiciones especiales para promocionar proyectos de minicentrales hidroeléctricas. Gran parte de los países desarrollados y en vías de desarrollo con recursos hidroeléctricos tienen mini y microcentrales hidroeléctricas en servicio. Se encuentran disponibles y en uso muchos diferentes arreglos:

• Aprovechamiento por parte del sector privado donde el producto de la central es vendido a una empresa de servicios eléctricos a precios estipulados por el Gobierno.

• Aprovechamiento por parte del sector privado donde el producto de la central es vendido a usuarios finales bajo la supervisión de una autoridad reguladora.

• Aprovechamiento por parte de empresas de servicios eléctricos para dar suministro a comunidades aisladas

Se ha llevado a cabo un inventario de los sitios y estos resultados se encuentran disponibles para las empresas de servicios de electricidad y cualquier promotor privado que tenga interés en suministro de energía. Las minicentrales hidroeléctricas son tecnologías probadas, generalmente son ecológicas y pueden promover los objetivos sociales de un país asisténdole en electrificación rural. Estas características son atractivas para muchas agencias de financiamiento. Tal como se mencionara anteriormente, el Global Environmental Facility puede estar disponible para cubrir el incremento en costos entre la opción del menor costo y la opción “limpia” o “verde”. Además, varias agencias bilaterales de financiamiento, cuyo principal objetivo es el alivio de la pobreza, pueden considerar que los aprovechamientos de minicentrales hidroeléctricas usadas para electrificar villas remotas impulsarían la mejorada actividad económica en el área y, en consecuencia, la reducción de la pobreza en el área.


Debido a que estas centrales generalmente se ubican lejos de la red y a menudo cerca de pequeños centros poblados, instituciones como el Fondo de Inversión Social (FIS) y la Oficina de electrificación Rural (OER) pueden desarrollar alternativas de proyectos de micro centrales.. Se deben investigar las posibilidades de ayuda desde varias agencias donantes a partir de la perspectiva de reducción de la pobreza (como opuesto a la simple “electrificación”). 6.5 ESTRATEGIAS PARA PROMOVER EL DESARROLLO DE RECURSOS

NATURALES RENOVABLES Si bien el propósito del desarrollo de los recursos naturales renovables es generar electricidad, estos también generan impactos significativos positivos y negativos sobre el medio ambiente y la sociedad. Estos impactos se refieren a externalidades, y usualmente no se les toma en cuenta en la evaluación o promoción de un proyecto eléctrico. En consecuencia, el precio de mercado para electricidad proveniente de las centrales no proporciona un escenario completo de la operación de la central.. Estas externalidades principalmente se relacionan con beneficios para el medio ambiente que pueden ser reembolsados por medio de los certificados de emisiones de CO2 y beneficios sociales en términos de empleo (directo e indirecto). En el caso de daños o beneficios la parte afectada es usualmente el público en general. También se pueden considerar grandes beneficios externos como los “no-beneficios” de centrales térmicas que son evitadas por la construcción de una central que usa energía renovable. Los beneficios y costos tendrán lugar en las etapas de construcción y operación de la vida del proyecto. Los impactos pueden ser globales (principalmente uso de energía y polución atmosférica) o local (como impactos en el área del proyecto). Es muy difícil estimar los efectos externos en términos económicos, sin embargo, lo que es más importante es que no hay mecanismos establecidos para que los generadores paguen los costos externos o que se les reembolse por impactos positivos. Se ha contemplado que la futura nueva generación en Panamá sea proporcionada por inversionistas privados. En consecuencia, la viabilidad de nuevos aprovechamientos utilizando recursos naturales renovables debe ser considerada en términos de los factores y entorno que puedan afectar la decisión de continuar de un inversionista privado.


Los factores que pueden afectar la decisión de un inversionista privado de continuar adelante con un proyecto pueden ser puestos en tres grupos:

• La viabilidad directa financiera o económica de un proyecto;. • El riesgo asociado con la inversión; y • Los riesgos del proyecto.

Los costos de un proyecto eólico, solar, geotérmico o de minicentral hidroeléctrica son cargados marcadamente al inicio, de manera que el costo total del proyecto está incluido en los costos iniciales de construcción, y los costos variables futuros de operación son mínimos. Haciendo una comparación, los costos variables de una planta térmica (operación y mantenimiento, y combustible) constituirán alrededor de la mitad de los costos totales de generación. Esto presenta problemas en la provisión de un esquema de financiamiento que resultará en flujos de caja significativamente negativos durante los primeros 10-15 años cuando el préstamo esté siendo pagado. La construcción de un proyecto puede ser detenida por la población afectada por el proyecto, si no se han seguido los procesos propiamente. Esto requiere dos componentes - que el proceso regulador del medio ambiente proporcione protección a la población que puede ser afectada por la construcción de un proyecto, y en segundo lugar, que estos procesos sean aplicados propiamente. 6.5.1 Incentivos para utilizar recursos naturales renovables Aunque hay temas específicos asociados con cada tipo de generación que reducen el interés de los inversionistas, tales como altos costos iniciales y largos plazos de entrega antes de la operación comercial, la tendencia actual hacia las centrales térmicas refleja el hecho de que los verdaderos beneficios para la sociedad por el uso de fuentes renovables y generación local no se ven reflejados en los ingresos por dicha energía. Es fundamental que los costos y beneficios ambientales y sociales estén propiamente internalizados para todas las fuentes de energía. Muchos esquemas para incentivar el aprovechamiento de los recursos renovables tratan de contrarrestar el desequilibrio en precios entre los costos reales o beneficios y los costos directos con alguna forma de subsidio financieros, tales como los propuestos en el nuevo proyecto de ley sobre incentivos. Sin embargo, las estrategias para fomentar el desarrollo de energías renovables también deberían fijar como objetivo igualar las oportunidades para los inversionistas en generación térmica y energía renovable, como por ejemplo vía la aplicación de mecanismos para reducir el riesgo, costos iniciales (front end costs) y plazos para entrega que son requeridos para estudios de definición del proyecto para energía renovable tales como centrales hidroeléctricas, eólicas y geotérmicas. Las estrategias identificadas incluyen los conceptos siguientes:

• Fomentar la disponibilidad de financiamiento de largo plazo a bajo costo de fuentes internacionales


• Asegurar que el mercado desregulado permita al proyecto de energía renovable ser financiado con pactos de compraventa de energía de largo plazo

• Asegurar que los proyectos preparados para el financiamiento privado hayan sido

adecuadamente preparados con anticipación por el sector público, basados en estudios técnicos detallados e investigaciones de sitio, para reducir el riesgo y plazos de entrega para implementación.

Los temas claves son que el desarrollo de los recursos naturales renovables requiere acceso a financiamiento de largo plazo a través de un contrato de compra de energía, y disponibilidad de información suficiente del proyecto para permitir que las decisiones sean tomadas sin llevar a cabo varios años de investigaciones antes de que se tome una decisión de inversión. Una solución potencial, para un Gobierno que desea implementar una política energética que resulte en uso suficiente de recursos locales renovables para proveer estabilidad en los costos futuros de electricidad, consiste en promover la legislación adecuada que permita el desarrollo de los recursos renovables en un ambiente de mercado internalizando los beneficios de estas fuentes y respetando la seguridad juridica. Aunque los obstáculos principales para un aprovechamiento hidroeléctrico, geotérmica y eólica son financiamiento, junto con altos costos iniciales (front end costs), y manejo del riesgo, existe una serie de otras iniciativas que pueden ser tomadas para animar al promotor:

• El Estado puede emitir una política que apoye este tipo de proyectos, • La empresa estatal puede llevar a cabo los estudios preliminares para determinar el

potencial de los sitios (estudios básicos). • El Estado puede ser signatario de los acuerdos internacionales para la reducción de

emisiones (carbono) a fin de optar por créditos internacionales para financiar estudios para proyectos renovables.

• Eliminar las barreras arancelarias o impositivas que se hacen a los insumos requeridos por los proyectos renovables.

• Crear instancia de apoyo para llevar a cabo los trámites, estableciendo de antemano tiempos en el cual se oriente al inversionista.

• Establecer procedimientos especiales mucho más simples y de menor costo para proyectos de pequeño tamaño y/o proyectos no conectados al sistema interconectado.


6.5.2 Barreras existentes y medidas para superarlas A continuación se encuentra una tabulación de barreras identificadas en el aprovechamiento de recursos naturales renovables. Esta Tabla también muestra varias soluciones que se han intentado en diferentes países y las sugerencias de SNC-Lavalin con respecto a la mitigación o retiro de esas barreras. Existen barreras que son más importantes en el desarrollo de proyectos que serán conectados a la red y otras que son más importantes para aquellos en áreas rurales. Por esta razón, la Tabla está dividida en dos componentes.


Cuadro 6-1

Barreras al Desarrollo de Fuentes de Energía Renovable con Conexión a la Red Barreras Medidas para Mitigación Comentarios

El costo del proyecto es antieconómico

Subsidiar a promotores Legislar que agencias gobernementales deben comprar una

cantidad fija proveniente de fuentes solares

Genera distorsiones en el mercado y lleva a uso ineficiente de recursos. Asimismo el Estado tiene otras prioridades

Limitada capacidad financiera de inversores privados

Bajo costo financiero Garantizar préstamos Apoyar solicitudes a agencias de préstamo internacional

interesadas

Primeras dos medidas reducen capacidad del estado para financiar y es injusto para otras necesidades

Despacho de carga obliga una garantía de potencia

Cambiar las reglas de manera que la energía de fuentes renovables no necesite garantizar potencia

Extensiones al sistema de transmisión requeridas para conectar recursos a la Red

Construir nuevas líneas de transmisión Debe ser cargado contra el proyecto que requiere la línea – lo que puede hacerla antieconómica

Sector energía controlado por fuerzas del mercado

Subsidiar promotores de recursos renovables Requerimientos que agencias gobernamentales compren un

porcentaje fijo de energía “verde” Legislar que agencias gobernamentales paguen una cantidad fija

por cualquier energía “verde” ofrecida

Todas estas medidas crean distorsiones en la economía y llevan al uso ineficiente de recursos. Asimismo ssería negativa e injustificada cualquier pol ítica que busque establacer la obligación de las empresas eléctricas de comprar energía renovable, sin traspasar dicho costo a las tarifas

Leyes existentes Cambio de leyes proveer incentivos para formas específicas de energía asegurar que las leyes aplican incentivos y penalidades a los

impactos causados por el uso de los recursos en lugar de aplicarlos a los recursos mismos

Leyes que favorecen formas específicas de energía causan distorsiones en la economía y llevan a ineficiencias; leyes que brindan un “campo de juego nivelado” aseguran eficiencia económica

Estabilidad de las reglas existentes

Asegurar que las reglas sean claras, transparentes y justas para todas las partes

Falta de familiaridad con el tipo de aprovechamiento

Dar seminarios a los funcionarios del Gobierno responsables del sector energía

Proporcionar acceso por los promotores a los estudios realizados por el Gobierno

T:\proj\014519\7000\600REV\Cap6\cap6.doc 6-15 2002/10/25

Cuadro 6-2 Barreras al Desarrollo de Fuentes de Energía Renovable en Áreas Aisladas

Barreras Medidas de Mitigación Comentarios El costo del proyecto es antieconómico

Subsidiar a los proveedores Puede ser la única opción disponible si la electrificación es un imperativo social; por lo tanto, subsidiar puede no ser necesario

Limitaciones en fondos en el sector energía

Disponibilidad de un presupuesto desde otros departamentos o agencias de préstamo internacional

Nuevamente, este es un tema social

Leyes existentes Cambio de leyes proporcionar incentivos a formas específicas de

energía neutral

Leyes que favorecen formas específicas de energía causan distorsiones en la economía y llevan a ineficiencias; leyes que brindan un “campo de juego nivelado” aseguran eficiencia económica

Estabilidad de las reglas existentes

Asegurar que las reglas sean claras, transparentes y justas para todas las partes

Asegurar que las reglas claramente se emplean en aplicaciones aisladas

Falta de familiaridad con el tipo de aprovechamiento

Dar seminarios a los funcionarios del Gobierno responsables del sector energía

T:\proj\014519\7000\600REV\Cap6\cap6.doc 6-16 2002/10/25

7. INTERCONEXIÓN CENTROAMERICANA 7.1 PROYECTO SIEPAC Y MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL 7.2 Proyecto SIEPAC El proyecto SIEPAC contempla dos frentes de trabajo paralelos y simultáneos. El primero es la creación del Mercado Eléctrico Regional (MER) que mediante una cooperación técnica del BID por USD9.9m, apoyará el diseño de normas regionales y la creación de dos instituciones regionales (la CRIE, entidad reguladora del nuevo mercado eléctrico centroamericano; y el EOR, operador del sistema y administrador del mercado de transacciones eléctricas regionales) responsables de vigilar la aplicación y la actualización de dichas normas armonizadas a nivel regional. El segundo es construir la Línea SIEPAC (Figura 7-1), que consiste en 1830 km de líneas de 230 kv con un costo de USD320.3m, desde Panamá hasta Guatemala para integrar y reforzar las redes de transmisión eléctrica de Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Honduras, Nicaragua y Panamá. El BID aprobó en noviembre del 2001 el esquema de financiamiento por USD240m para apoyar el proyecto, de los cuales USD170m serán préstamos ordinarios y concesionales a las empresas eléctricas de estos países. Asimismo, el BID otorgará préstamos concesionales por otros USD70m a las mismas empresas, con cargo a un fondo creado por el Gobierno de España y administrado por el BID.

Mediante eventuales interconexiones con los sistemas eléctricos del sur-sureste de México y Belice, el SIEPAC servirá de base para la integración energética en la región mesoamericana, como prevé el Plan Puebla-Panamá. Este plan, lanzado en marzo del 2001, busca acelerar el desarrollo económico y social y la integración entre los países del Istmo Centroamericano y los estados meridionales de México.

Figura 7.1

PROYECTO SIEPAC PROYECTO SIEPAC RUTA PROPUESTARUTA PROPUESTA

SIMBOLOGIA

SUBESTACION

LINEA DE INTERCONEXION

OCEANO ATLANTICO

OCEANO PACIFICO

BELI

CE

GUATE ESTEGUATE NORTE

PEPESCA

EL CAJONRIO LINDO

SUYAPA

AHUACHAPAN

NEJAPA

15 SEPTIEMBRE

PAVANA

LEON

TICUANTEPE

CAÑAS

PARRITA

RIO CLARO

VELADERO

LINEA A 230 Kv

PAIS LONGITUD %(km)

Guatemala 242 13.4El Salvador 260 14.4Honduras 366 20.3Nicaragua 284 15.8Costa Rica 515 28.6Panamá 135 7.5

TOTAL 1 802 100.0

T:\proj\014519\7000\600REV\Cap7\cap7-siepac.doc 7-1 2002/10/25

7.1.2 Mercado eléctrico regional 7.1.2.1 Tratado marco del mercado eléctrico de América Central Los seis gobiernos centroamericanos suscribieron este tratado el cual cobró vigencia legal en diciembre 1998, después de la ratificación parlamentaria por parte de los países. El tratado establece los principios para la conformación del Mercado Eléctrico Regional (MER): Competencia: Libertad en el desarrollo de las actividades de prestación del servicio con base en reglas objetivas, transparentes y no discriminatorias. Gradualidad: Previsión para la evolución progresiva del mercado, mediante la incorporación de nuevos participantes, el aumento progresivo de la operación coordinada, el desarrollo de las redes e interconexión y el fortalecimiento de los órganos regionales. Reciprocidad: Derecho de cada Estado para aplicar a otro Estado las mismas reglas y normas que ese Estado aplica temporalmente de conformidad con el principio de gradualidad. El tratado también establece las bases para el funcionamiento del MER:

• Organización comercial basada en operaciones de corto plazo (Mercado de Oportunidad Regional) mediante despacho económico, y de mediano y largo plazo por acuerdos entre las partes (contratos)

• Creación de una Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE) encargada de regular el funcionamiento del Mercado y de un Ente Operador Regional (EOR) para actuar como coordinador de la operación del sistema y administrar las transacciones regionales.

• Concepto de generación regional y transmisión regional.

• Acceso abierto de las redes de transmisión, nacionales y regionales.

• Empresa Propietaria de la Red cuyo fin es desarrollar, diseñar, financiar, construir y mantener un sistema de transmisión que interconecte los seis países.

• Mecanismos para resolver controversias referidas a interpretación e implantación del Tratado.

7.1.2.2 Diseño conceptual y estructural del MER. El modelo conceptual propuesto consiste en la conformación de un “séptimo mercado”, en convivencia con los seis mercados o sistemas nacionales existentes, con reglas independientes de las de éstos, y puestos en contacto exclusivamente en los puntos de la Red de Transmisión Regional (RTR) definidos como fronteras entre mercados nacionales y el mercado regional. La RTR es una red compuesta inicialmente por equipos pertenecientes a las empresas de transmisión existentes en el Istmo Centroamericano. Esta estructura impone la necesidad de coordinar una serie de aspectos entre ambos ámbitos, el regional y el de los mercados nacionales.


• La coordinación regulatoria: a cargo de CRIE, con la participación necesaria de los seis

reguladores nacionales, destinada a promover la convergencia normativa, la extensión de las reglas “regionales”, y el consenso sobre los ajustes regulatorios que se hagan necesarios.

• La coordinación de la operación técnica y comercial: resuelta por medio de un sistema jerárquico descentralizado de operación, dirigido por el EOR e integrado por los seis Operadores de Sistema y Mercados (OS&M) nacionales.

• La coordinación técnica y operativa de la RTR: también dirigida por el EOR, con participación de las empresas nacionales de transmisión y otras que pudieran existir, como la EPL, que sean propietarias de activos que componen la RTR.

7.1.2.3 Organización comercial del MER. Dadas las diferencias regulatorias de los mercados nacionales, es necesario establecer mecanismos que permitan tratar en el MER productos homogéneos. Los productos y servicios que se comercializan en el MER son de dos tipos, regulados y no-regulados. Productos No-Regulados:

- Energía: Se diferencian de acuerdo al tipo de transacción, ya sea por contratos o de oportunidad.

- Servicios Auxiliares: Servicios relacionados a los requisitos de operación y calidad de servicio, garantías de suministro. Sus precios resultan de competencia, donde ello es posible, o de tarifas máximas reguladas dónde ello no sea posible.

Sevicios Regulados: - Servicio de Transmisión Regional: Es el servicio de transmisión mediante el cual se

realizan las transacciones en el MER a través del uso de las instalaciones de la Red de Transmisión Regional (RTR). Las condiciones de acceso y uso, calidad de servicio y tarifas serán establecidos por la Regulación Regional.

- Servicio de Operación del Sistema y Administración del MER: La operación del sistema regional y la administración del mercado es una actividad regulada, sometida a un conjunto de obligaciones y procedimientos, a cambio de una remuneración también regulada, por la que cada agente es responsable según criterios de asignación preestablecidos (cargo por el servicio del EOR).

7.1.2.4 La Red de Transmisión Regional (RTR) La RTR es la red mediante la cual se desarrollan las transacciones del MER y estará formada por todas aquellas líneas que sirven a los intercambios internacionales. Forman el núcleo del sistema de transmisión regional al que se incorporarán las líneas del proyecto SIEPAC. Se considerará Transmisión Regional, y en consecuencia parte de la RTR, al conjunto de todas las líneas de tensión 115 kV o superior que crucen fronteras entre los países de la región o aquellas líneas nacionales que puedan influir significativamente en los flujos internacionales, con independencia de la propiedad de las mismas.


El Sistema de Planeación de la Transmisión Regional (SPTR), ubicado en el ámbito del EOR, se enecargará de identificar anualmente los componentes de la Red de Transmisión Regional (RTR) pudiendo sumarse o restarse elementos nacionales a lo que funcionalmente se define como RTR. 7.1.2.5 Sistema tarifario de la RTR. Para la tarificación del uso de la RTR en las transacciones del MER se utilizan 3 componentes: el Ingreso Tarifario, el Peaje y el Cargo Complementario. El Ingreso Tarifario esta basado en las diferencias entre precios nodales de la energía en los nodos de la RTR y refleja el costo de las pérdidas marginales y el costo de las congestiones. Sin embargo, este resulta insuficiente para remunerar adecuadamente los costos medios de transmisión. Es por esto que se requiere complementar este cargo con Peajes por uso de la RTR y Cargos Complementarios (fijos). El Peaje es el cargo asociado al uso de las instalaciones, del tipo de los que combinan ocupación de la capacidad y distancia. Lo pagan todos aquellos que utilizan instalaciones de la RTR, en la proporción que ocupen dichas instalaciones. Cuando las mismas instalaciones estén siendo utilizadas para realizar transacciones en el mercado nacional, dichos agentes pagarán ese uso conforme lo establecido en la regulación nacional. Mediante este cargo, no se llega a recaudar la totalidad de lo ingresos necesarios, para completar la remuneración de los propietarios de instalaciones incluidas en la RTR, en la medida que tales instalaciones no se encuentren ocupadas al 100%. El Cargo Complementario busca cubrir la remuneración no obtenida por efecto de la desadaptación. En tales casos, con el Ingreso Tarifario y con el pagos de los Peajes no se logra completar el 100 % de la RRA a los propietarios de la RTR. El Cargo Complementario es en consecuencia la diferencia entre la RRA correspondiente y lo ya recaudado (Ingreso Tarifario + Peaje). Cuando se trata de instalaciones nacionales afectadas a la RTR, la demanda del país se hace cargo del Cargo Complementario, el cual se irá reduciendo en la medida que se ocupe la capacidad de las instalaciones, siendo cero cuando esta está ocupada eficientemente. Cuando se trate de obras de alcance regional, el Cargo Complementario se podrá establecer en función de criterios que tengan en cuenta características de los diferentes mercados, beneficios que genera la inversión para las transacciones locales, etc. Los montos que se reconocerán a los propietarios de las instalaciones que forman parte de la RTR y la forma en que estos montos serán recaudados mediante cargos de transmisión, dependerá del tipo de instalaciones de que se trate. Se distinguen los siguientes tipos de instalaciones:

• Instalaciones que provengan de Ampliaciones Planificadas: Reciben el CVT, el Peaje y el Cargo Complementario que es recolectado entre los agentes de toda la región.

• Instalaciones que provengan de Ampliaciones de Riesgo: Reciben el CVT y el Peaje.


• Instalaciones existentes a la hora de puesta en marcha de la Regulación Regional:

Reciben el CVT, el peaje y el Cargo Complementario del cual son responsables los usuarios nacionales.

7.2 OTROS PROYECTOS REGIONALES 7.2.1 Anillo eléctrico internacional de la Amistad Tanto ETESA como el ICE, han iniciado estudios conjuntos para analizar una interconexión entre Panamá y Costa Rica por la costa Atlántica, formando una circunvalación alrededor del parque del mismo nombre localizado en ambos países. Esta interconexión permitiría solucionar la debilidad actual del sistema de transmisión entre Costa Rica y Panamá, además de resolver el compromiso de reforzar los sistemas nacionales para que, en conjunto con el proyecto SIEPAC, se habilite la posibilidad de trasiegos firmes y confiables del orden de los 300 MW. El proyecto ha sido sometido a estudios detallados, bajo el entendido de que en Panamá ya existe una clara decisión de disponer de un sistema de transmisión hacia la zona de Changuinola que se unirá al Sistema Nacional Interconectado hacia el año 2004, pudiendo prolongarse dicha transmisión hasta la frontera con Costa Rica en una distancia de apenas 20 kms. En el caso de Costa Rica, con una línea de transmisión de 50 Km a 230 KV, desde Cahuita hasta Sixaola se logra llevar de 30 a 120 MW la capacidad de transferencia entre ambos países. La interconexión propuesta reduce las preocupaciones vinculadas a la transmisión Río Macho – San Isidro – Río Claro – Paso Canoas – Veladero, que posee riesgos difíciles de atenuar debido a que la línea atraviesa zonas montañosas con más 3,000 mts de altitud. En el territorio panameño el proyecto consistirá en una línea de transmisión de 20 km entre Changuinola y Sixaola y el cambio de voltaje de 115 KV a 230 KV. de la línea de transmisión de 120 km planeada desde Guasquitas hasta Changuinola. Una vez que entre en operación la línea de SIEPAC, se podrán realizar trasiegos firmes entre Costa Rica y Panamá superiores a 300 MW. 7.2.2 Proyecto El Faro AES Corporation, a través de su subsidiaria AES Honduras tiene la intención de desarrollar un proyecto que consiste en una planta generadora de 780MW de ciclo combinado alimentada por gas natural, una terminal de gas natural licuado (GNL) y una línea de transmisión de 397 km. La planta generadora y la terminal de GNL estarán ubicadas en las proximidades de Puerto Cortés, en el Golfo de Honduras. La línea de transmisión de 230 kV conectará la planta generadora al sistema de 115 kV de El Salvador, con interconexiones en Santa Ana y Nejapa, y una extensión hasta Ahuachapán. De acuerdo a AES el proyecto entregará energía a nivel mayorista a un prcio de USD 0.050 kWh, lo que representa una reducción de 50% con respecto a los precios de mercado vigentes en la región.


La planta entregará energía a Honduras y El Salvador, la cual será vendida a Guatemala a través de la interconexión existente en Ahuachapán. Se anticipa que el Proyecto permitirá vender energía a Nicaragua y, una vez que SIEPAC inicie sus operaciones, a todo el istmo centroamericano. Además, se ha planificado que el Proyecto venda aproximadamente 50% de su capacidad generadora bajo contratos de compra de energía con distribuidores salvadoreños y hondureños, usuarios industriales y la ENEE. AES es actualmente propietaria de CLESA, la segunda compañía de distribución eléctrica más grande de El Salvador, y recientemente ha adquirido un importante porcentaje de CAESS, la mayor empresa de electricidad del país. Conjuntamente, ambas compañías atienden 79% del mercado salvadoreño. Una vez que se establezca el mercado de venta al por mayor, el excedente de energía será vendido en mercados de entrega inmediata de El Salvador y Guatemala y, eventualmente, de Honduras. La planta será diseñada para quemar GNL como combustible primario y destilado de petróleo como combustible secundario. Para obtener precios ventajosos y condiciones óptimas en los contratos de combustible, posiblemente AES permitiría que el GNL sea suplementado por destilado de petróleo durante períodos muy limitados. El combustible será transportado a la planta en buques, descargado mediante una tubería recién construida en el muelle y alojado en un nuevo tanque de almacenamiento. Actualmente, AES se encuentra negociando contratos de abastecimiento de GNL con proveedores del mercado del Atlántico. Se estima que el costo total del Proyecto será USD 650 millones. AES propone financiar aproximadamente 70% del costo con préstamos principales a largo plazo otorgados por IFC, OPIC, IDB y/o otros prestamistas bilaterales, multilaterales y organismos de créditos a la exportación (ECA). AES Honduras argumenta que el proyecto proporcionará múltiples beneficios para el desarrollo y el medio ambiente de Honduras, así como para toda la región. Estos beneficios incluyen un crecimiento económico como consecuencia de la disponibilidad de energía de una fuente más económica y confiable, la menor contaminación generada por la moderna tecnología de combustión de gas natural, la creación de puestos de trabajo y generación de renta de la mayor inversión directa de origen externo en Honduras, la disponibilidad de gas natural y la diversificación de combustibles disponibles, y un apoyo tangible a la creciente integración de los mercados de energía regionales. 7.3 DESARROLLO DEL MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL 7.3.1 Escenarios de desarrollo regional

El CEAC, por medio de su Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR) define diversos escenarios de integración regional en los planes indicativos de generación. Para cada uno de estos escenarios se determinaron los planes de expansión de generación de mínimo costo utilizando el modelo SUPER/OLADE-BID. En estos estudios se concluye que el costo incremental de largo plazo varia de acuerdo al escenario de integración según se muestra en la cuadro 7.1.


Cuadro 7.1 CILP as nivel de generación según el escenario (Estudio GTPIR/CEAC) Escenario Costo Incremental de

Largo Plazo (US$/MWh)

MSGN-AIS: Aislado. Sin gas natural ni SIEPAC 62

MTSGN: Con SIEPAC, sin gas natural y proyectos hidráulicos pequeños 59

MSGN: Con SIEPAC, sin gas natural. Proyectos hidráulicos regionales 55

MCGN: Con SIEPAC, con gas natural y proyectos hidráulicos regionales 52

Se nota que el precio de largo plazo puede oscilar entre 62USD/MWH para una integración débil (mantener el estado actual) y 52USD/MWh con un grado de integración más fuerte (línea SIEPAC) y la llegada del gas natural. Los tipos de plantas de generación que son atractivas para el desarrollo por parte de inversionistas privados varían de acuerdo al escenario planteado según se muestra en el cuadro 7.2.

Cuadro 7.2 Precios de la energía a nivel de generación y tipos de plantas de expansión Precio de la energía a

largo plazo (US$/MWh)

Tipos de plantas Escenario

42~50 Ciclos combinados a gas natural

Llegada de gas por gasducto o GNL

55~60 Carbón Proyectos a escala regional con suministro de carbón de Colombia o USA

62~69 Ciclos combinados a Diesel-oil

Proyectos a escala regional basados en plantas a diesel-oil

70~77 Motores de Baja Velocidad Bajo nivel de integración


7.3.2 Tarifas de la red de transmisión regional De manera interina, hasta que estén establecidas las regulaciones definitivas por parte de la CRIE y el EOR, las empresas de transmisión de la región han adoptado unas tarifas por uso de la RTR que comprende un cargo variable de transmisión y un peaje. Este último, a la fecha de escribir este informe se encuentra todavía en discusión. 7.3.2.1 Cargo Variable de Transmisión (CVT) Actualmente existe un cargo por trasegar energía por Costa Rica y Nicaragua, el cual compensa a la empresa de transmisión que presta el servicio de porteo internacional por las pérdidas marginales y congestiones causadas por una transacción internacional que cruza sus fronteras. Las inversiones de los equipos de transmisión no son remuneradas con este cargo. El cálculo de este cargo se realiza de forma independiente para cada país para el cual se analizan varios escenarios de transferencia en pasos de 20MW. Para cada bloque horario y cada mes del período de simulación y para cada escenario se calculan la diferencia de precios entre los nodos frontera de cada país. De aquí resulta el CVT para el mes, bloque y escenario. Los CVT se agrega luego estacionalmente (invierno-verano) para reducir la volatilidad. Se agregan también los bloques fuera de punta para obtener un CVT fuera de punta y uno en punta. Los CVT pueden resultar negativos, lo que indica que las pérdidas y/o congestiones son reducidas como consecuencia de la transacción. En caso de existir congestiones en el sistema porteador los CVT correspondientes resultan suficientemente altos (mayores a 20$/MWh) indicando así la inviabilidad de transacciones adicionales que congestionen más el sistema. Una vez entre en servicio la interconexión Honduras-El Salvador, se establecerán cargos análogos para Honduras y El Salvador. En las Figura 7.2 se presenta un ejemplo de estos cargos.


Figura 7.2 CVT Costa Rica. Verano Norte-Sur

COSTA RICAVerano Norte-Sur

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

MW Transferencia

Peaj

e $/

MW

h

Punta FP

Punta 3.38 4.18 6.57 16.58 107.21

FP 1.54 1.93 3.98 7.12 69.36

0 20 40 60 80

7.3.2.2 Peaje El peaje es el cargo a las transacciones internacionales que realizan agentes del MER y refleja el uso que hacen dichas transacciones de la RTR. Actualmente se encuentra en discusión entre el EOR y el CEAC una metodología interina para el cálculo de este cargo, mientras la CRIE aprueba los reglamentos y metodologías definitivas que están siendo elaborados por la cooperación técnica del BID. Cálculos preliminares efectuados en Noviembre del 2001 por el CEAC arrojaron los peajes para el año 2002 que se presentan en la cuadro 7.3

Cuadro 7.3 Peajes Internacionales. Año 2002

PA CR NI HO ES GU

PEAJE ($/MWH)1.07 0.98 1.35 1.56 1.60 0.24 Este peaje sería pagado por cualquier agente que importe, exporte o trasiegue energía en cada uno de los países. Transacciones que involucren más de dos países serian afectadas por el efecto acumulativo (o “pancakeing”) de estos peajes. Con el fín de no obstaculizar las transacciones internacionales en el MER es necesario buscar mecanismos que atenúen el efecto del “pancaking” ya que el mismo causa una distorsión importante en el despacho económico de mínimo costo. Una manera sería incorporar el peaje al cargo fijo (cargo complementario) que sería pagado por todos los usuarios del MER (potencialmente todos los agentes de centroamérica). De esta manera la tarifa por uso de la RTR


quedaría solo con dos componentes: el CVT que es producto de las diferencias de precios en los nodos y da las señales correctas y eficientes de corto plazo, y un Cargo Complementario (o cargo fijo) el cual pudiera ser repartido mayoritariamente entre los agentes más inelásticos (la demanda) de acuerdo a su capacidad o consumo/generación. 7.3.3 Efectos en el mercado eléctrico de Panamá 7.3.3.1 Tarifas de la RTR Cargo Variable de Transmisión Actualmente las transacciones entre Panamá y Costa Rica no pagan ninguna tarifa de transmisión aparte de la tarifa de transmisión local en cada país. Sin embargo, si la transacción se origina o tiene su destino más al norte, Costa Rica y Nicaragua, pueden hacer un cargo del CVT a dicha transacción. Las exportaciones de Panamá hacia Nicaragua o hacia Honduras se benefician de CVTs bajos (en muchos casos cero). Esto se debe a que los flujos predominantes en Costa Rica son en dirección Norte-Sur por lo que las transacciones Norte-Sur producen contraflujos que reducen las pérdidas. Sin embargo, las importaciones provenientes de Honduras o Nicaragua presentan cargos más altos y en algunos casos pueden causar congestiones en los sistemas de Nicaragua y Costa Rica, por lo que transacciones eventuales en esta dirección pueden resultar inviables por problemas en la transmisión regional. Se espera que con la entrada en servicio de la líneas SIEPAC y sus refuerzos asociados estos problemas de congestiones sean resueltos y se disponga de una capacidad de transporte de 300MW entre cada pareja de países y en cualquier dirección. Peaje De aprobarse la nueva tarifa de peaje siendo discutida entre la EOR y el CEAC, cualquier transacción, aún las transacciones entre países vecinos, deberán pagar el peaje. En la cuadro 7.3 anterior se detalla el peaje para cada país y el mismo sería acumulativo, creando el indeseable efecto “Pancaking”. Este cargo por peaje que cobraría ETESA a las importaciones y a las exportaciones es un ingreso adicional por concepto del uso que agentes extranjeros hacen de las redes pertenecientes a la RTR que son propiedad de Panamá, por lo que debería ser destinado a reducir el cargo por uso del sistema principal de trasmisión que hacen los agentes nacionales en Panamá. Sin embargo, hasta que no exista una regulación regional al respecto será el ERSP quién debe decidir el destino que se le darán a estos ingresos adicionales de ETESA. 7.3.3.2 Efectos en el mercado eléctrico de Panamá Para analizar los efectos del MER en los precios de la energía en Panamá se analizaron dos escenarios de desarrollo del MER, el primero sin integración regional y el segundo con una integración regional fuerte con plantas basadas en Gas Natural. En ambos escenarios se considera la entrada de la línea SIEPAC en el 2006. Escenario sin Integración Regional (escenario 1)


Este escenario supone que no se concreta la integración de los países de Centro América. Esta posibilidad puede surgir bien sea porque no se concreta el proyecto SIEPAC, o este se concreta pero este no estimula el desarrollo de plantas generadoras a escala regional, o los países de la región optan por ser prácticamente autosuficientes en generación. En ambos casos el desarrollo de los mercados regionales tendrá las siguientes características:

Cada país desarrollará en forma independiente su generación, hasta llegar prácticamente a autoabastecerse.

Existirán intercambios limitados en las interconexiones internacionales existentes o nuevas, en general basadas en transacciones “spot” o contratos de corto plazo.

La tecnología desarrollo de la nueva generación serán ciclos combinados del orden de 100 MW usando diesel oil, o motores diesel de mediana velocidad, con módulos del orden de 50 MW, utilizando bunker (fuel-oil) como combustible.

El precio de la energía a largo plazo que produciría incentivos para la instalación de nueva generación sería del orden de 70 USD/MWh, con factores de utilización del orden del 90%.

Las nuevas unidades generadoras tenderían a operar en la base de la curva de cargas, desplazando a las centrales hidroeléctricas (cuando sea técnicamente posible) y al parque térmico menos eficiente hacia el cubrimiento de la demanda de punta.

Si bien este escenario no parece él más probable, plantea la situación mas pesimista respecto a los precios futuros, e indirectamente también respecto a la calidad del servicio. Desde el punto de vista del mercado de Panamá, el precio a largo plazo tenderá al valor antes mencionado, el cual será relativamente uniforme al esperado en el resto de los países de la región. Escenario con Integración Regional (escenario 2) Este escenario prevé que se concreta el proyecto SIEPAC, u otro equivalente, y que a partir de la disponibilidad de transmisión abundante, se desarrollan centrales a escala regional basadas en Gas Natural, es decir destinadas a abastecer los mercados de varios países simultáneamente. Bajo estos supuestos, el mercado regional tendrá las siguientes características:

Se desarrollarán proyectos de generación tendientes a aprovechar fundamentalmente las economías de escala de los ciclos combinados de última tecnología;

Si bien la rentabilidad para inversores privados es dudosa, también podrían desarrollarse algunos de los proyectos hidroeléctricos identificados en la región;

Los países de la región deberán aceptar, como está previsto en el diseño del mercado regional en el marco del proyecto SIEPAC, que sus sistemas eléctricos se volverán interdependientes, y en consecuencia los criterios de autosuficiencia en generación, y de


prioridad de abastecimiento al mercado interno deberán ceder a la mayor eficiencia resultante de la integración.

En el contexto de este escenario, se considera la entrada de la Planta a GNL El Faro en Honduras en el 2004. La tecnología más probable para las nuevas centrales generadoras es la de ciclos combinados utilizando como combustible gas natural, con módulos del orden de 250 MW. Este tamaño implicará ciertos riesgos en lo referente a que una salida de servicio ya que se volverá necesario realizar cortes al servicio, cuya duración dependerá de la disponibilidad de reserva para reemplazar la generación perdida. No obstante si la producción del CC estuviera destinada a varios países, su efecto sobre cada uno será menor.

La ubicación de los proyectos de Ciclos Combinados a Gas Natural sería en el norte (Honduras o Guatemala) o en el sur (Panamá o Costa Rica)

El precio de equilibrio de largo plazo necesario para lograr una rentabilidad adecuada en un ciclo combinado de última generación las características mencionadas es del orden de 50 USD/MWh.

Si bien los precios regionales tenderán a acercarse al valor de equilibrio, se establecerán diferencias debidas a los costos de uso de la red de transmisión. No obstante, para evitar la congestión, es probable que se tienda a una distribución relativamente uniforme de la generación.

Este escenario parece de razonable probabilidad, ya que el establecimiento de competencia producirá fuertes incentivos a la eficiencia y también a que los agentes del mercado procuren tomar una porción relevante del mercado regional. De las Figuras (7-3, 7-4 y 7-5) correspondientes al escenario 1 se aprecia:

• La fuerte estacionalidad del precio, resultante de la abundante generación de origen hidroeléctrico en la región, con el mismo régimen hidrológico. En Panamá se observan precios que oscilan entre 43 y 63 USD/MWh.

• El efecto de la uniformización de los precios una vez entra en operación la interconexión SIEPAC. Los precios en todos los países (ver figura 7.9 y 7.10) se acercan debido a la abundante transmisión

• Costa Rica y Panamá resultan con intercambios estacionales complementarios antes de la entrada del SIEPAC. Costa Rica exporta a Panamá en los meses húmedos y este exporta a Costa Rica en los húmedos. Luego de la entrada del SIEPAC (2006) Costa Rica domina todo el año como exportador, pero con una menor intensidad en el verano.


Figura 7-3 Precios spot Centroamérica (Escenario 1)

Precios Spot Escenario 1

30

40

50

60

70

80

90

100

Jan-0

2

Apr-02

Jul-0

2

Oct-02

Jan-0

3

Apr-03

Jul-0

3

Oct-03

Jan-0

4

Apr-04

Jul-0

4

Oct-04

Jan-0

5

Apr-05

Jul-0

5

Oct-05

Jan-0

6

Apr-06

Jul-0

6

Oct-06

Jan-0

7

Apr-07

Jul-0

7

Oct-07

Jan-0

8

Apr-08

Jul-0

8

Oct-08

Jan-0

9

Apr-09

Jul-0

9

Oct-09

Jan-1

0

Apr-10

Jul-1

0

Oct-10

$/M

Wh

CR ES GU HO NI PA

Figura 7-4 Precios spot Panamá y Costa Rica (Escenario 1)


40

45

50

55

60

65

Jan-0

2

Apr-02

Jul-0

2

Oct-02

Jan-0

3

Apr-03

Jul-0

3

Oct-03

Jan-0

4

Apr-04

Jul-0

4

Oct-04

Jan-0

5

Apr-05

Jul-0

5

Oct-05

Jan-0

6

Apr-06

Jul-0

6

Oct-06

Jan-0

7

Apr-07

Jul-0

7

Oct-07

Jan-0

8

Apr-08

Jul-0

8

Oct-08

Jan-0

9

Apr-09

Jul-0

9

Oct-09

Jan-1

0

Apr-10

Jul-1

0

Oct-10

$/M

Wh

CR PA


Figura 7-5 Intercambios (Escenario 1)

Intercambios Escenario 1

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

200Ja

n-02

Apr-02

Jul-0

2Oct-

02

Jan-0

3

Apr-03

Jul-0

3Oct-

03

Jan-0

4

Apr-04

Jul-0

4Oct-

04

Jan-0

5

Apr-05

Jul-0

5Oct-

05

Jan-0

6

Apr-06

Jul-0

6Oct-

06

Jan-0

7

Apr-07

Jul-0

7Oct-

07

Jan-0

8

Apr-08

Jul-0

8Oct-

08

Jan-0

9

Apr-09

Jul-0

9Oct-

09

Jan-1

0

Apr-10

Jul-1

0Oct-

10

GW

h

CR-PA GU-ES GU-HO HO-ES HO-NI NI-CR

De las Figuras (7-6, 7-7 y 7-8) correspondientes al escenario 2 se aprecia:

• Al igual que el escenario 1, la fuerte estacionalidad del precio, resultante de la abundante generación de origen hidroeléctrico en la región, con el mismo régimen hidrológico. En Panamá se observan precios que oscilan entre 25 y 60 USD/MWh.

• El efecto de la uniformización de los precios una vez entra en operación la interconexión SIEPAC. Los precios en todos los países (ver figura 7.12 y 7.13) se acercan debido a la abundante transmisión

• La entrada de las plantas de ciclo combinado a Gas Natural en Panamá en el 2006 y 2008, convierten a este país en exportador neto. Los precios de la energía en los años 2008 y 2009 para los meses de invierno llegan por debajo de los 30USD/MWh


Figura 7-6 Precios spot Centroamérica (Escenario 2)


0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0

100.0

Jan-0

2

Apr-02

Jul-0

2

Oct-02

Jan-0

3

Apr-03

Jul-0

3

Oct-03

Jan-0

4

Apr-04

Jul-0

4

Oct-04

Jan-0

5

Apr-05

Jul-0

5

Oct-05

Jan-0

6

Apr-06

Jul-0

6

Oct-06

Jan-0

7

Apr-07

Jul-0

7

Oct-07

Jan-0

8

Apr-08

Jul-0

8

Oct-08

Jan-0

9

Apr-09

Jul-0

9

Oct-09

Jan-1

0

Apr-10

Jul-1

0

Oct-10

$/M

Wh

CR ES GU HO NI PA

Figura 7-7 Precios spot Panamá y Costa Rica (Escenario 2)


20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

45.0

50.0

55.0

60.0

65.0

Jan-0

2

Apr-02

Jul-0

2

Oct-02

Jan-0

3

Apr-03

Jul-0

3

Oct-03

Jan-0

4

Apr-04

Jul-0

4

Oct-04

Jan-0

5

Apr-05

Jul-0

5

Oct-05

Jan-0

6

Apr-06

Jul-0

6

Oct-06

Jan-0

7

Apr-07

Jul-0

7

Oct-07

Jan-0

8

Apr-08

Jul-0

8

Oct-08

Jan-0

9

Apr-09

Jul-0

9

Oct-09

Jan-1

0

Apr-10

Jul-1

0

Oct-10

$/M

Wh

CR PA


Figura 7-8 Intercambios (Escenario 2)

Intercambios Escenario 2

-250.0

-200.0

-150.0

-100.0

-50.0

0.0

50.0

100.0

150.0

200.0

250.0Ja

n-02

Apr-02

Jul-0

2Oct-

02

Jan-0

3

Apr-03

Jul-0

3Oct-

03

Jan-0

4

Apr-04

Jul-0

4Oct-

04

Jan-0

5

Apr-05

Jul-0

5Oct-

05

Jan-0

6

Apr-06

Jul-0

6Oct-

06

Jan-0

7

Apr-07

Jul-0

7Oct-

07

Jan-0

8

Apr-08

Jul-0

8Oct-

08

Jan-0

9

Apr-09

Jul-0

9Oct-

09

Jan-1

0

Apr-10

Jul-1

0Oct-

10

GW

h

CR-PA GU-ES GU-HO HO-ES HO-NI NI-CR

7.4 CONCLUSIONES

A) Los requisitos para la implantación de un mercado eléctrico regional son múltiples:

La construcción de una red de interconexión con capacidad suficiente y financieramente viable

Los intercambios que permite la red regional y las decisiones de las empresas ubicadas en cada país lleven a economías de escala en los costos de generación, a través del desarrollo de proyectos competitivos de escala regional.

Los beneficios que surjan de los intercambios y del refuerzo de la red lleguen a los consumidores como mejores tarifas y mejor calidad del suministro.

La creación de un marco regulatorio, marco institucional, reglas comerciales, reglas de operación y el desarrollo de criterios homogéneos de desempeño mínimo de los sistemas interconectados


Los principales beneficios que se esperan de la creación de un mercado eléctrico regional son:

• El aumento de la seguridad jurídica para inversionistas, con la consecuente reducción del riesgo y con ello mayor facilidad de acceso a fuentes de financiamiento y disminución de las tasas de retorno pretendidas, lo cual se traduce en menores precios.

• Mejoras tecnológicas en la oferta por el cambio de escala, lo cual implica una disminución de precios.

• Aumento de la competencia al crearse un mercado de mayores dimensiones, con posibilidad de actuación de más oferentes.

• Mejor calidad de servicio, producto de una infraestructura de transmisión más robusta y aplicación sistemática de criterios de calidad y seguridad uniformes

• Los beneficios serían compartidos no solo por los agentes del sector eléctrico sino también por los consumidores, sean clientes cautivos de las empresas distribuidoras o grandes consumidores, para los que las regulaciones nacionales establecen en general derechos de acceder a compras a nivel mayorista.

• Los incentivos derivados del desarrollo de un mercado regional serán la construcción de grandes proyectos de generación tanto hidráulicos12, como de carbón y ciclos combinados de gas natural, esperándose como consecuencia una disminución de los precios finales al consumidor. Por el contrario, de no concretarse una mayor integración eléctrica y de no llegar el gas natural a la región, el desarrollo de la generación se basará fundamentalmente en motores de mediana velocidad, utilizando como combustible diesel, lo cual tendría como consecuencia que los precios de la electricidad actuales se mantendrían o subirían.

B) El efecto en los precios será la tendencia a la uniformización una vez entre en operación la interconexión SIEPAC. La entrada de las plantas de ciclo combinado a Gas Natural en Panamá luego del 2006, convertiría a este país en exportador neto. Los precios de la energía mayorista luego de la entrada de estas plantas llegarían por debajo de los 30 USD/MWh para los meses de invierno.

12 El desarrollo de proyectos hidráulicos grandes (mayores a 50~75MW) por el sector privado es en la actualidad actualmente poco común debido a los múltiples riesgos asociados a estos proyectos. Para hacerlos más atractivos al inversionista privado, el gobierno podría dar incentivos especiales de tipo fiscal o durante la fase de construcción, compartir los riesgos con el inversionista.


8. EVALUACIÓN GLOBAL DE LAS OPCIONES VIABLES 8.1 GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA 8.1.1 Desarrollo hidroeléctrico en Panamá El año 2001 la demanda pico del sistema integrado es aproximadamente 839 MW, con un sistema con un factor de carga del 68%. Se pronostica un crecimiento de las cargas de alrededor del 4% anual. Actualmente, el sistema interconectado es abastecido por una mezcla de generación hidroeléctrica y térmica, donde la mitad de la capacidad instalada es hidroeléctrica.

Capacidad de generación actual

Capacidad pico - MW Energía – GWh

Hidroeléctrica 540 2 499

Térmica 525 2 576

Total 1 065 5075

Carga del sistema (excluyendo reserva) 839 4 999

Es interesante recordar que la empresa nacional eléctrica, ETESA (antes IRHE), fue formada en 1961, con la nacionalización de algunas empresas privadas de energía. El proceso de nacionalización fue concluidoa en 1974, y en 1979 se logró tener una interconexión completa del sistema., hasta 1965 casi toda la generación era producida por centrales térmicas a combustible, y de hecho las únicas plantas térmicas instaladas después de esta fecha son unidades de turbina a gas, vapor y de ciclo combinado. Desde 1974, una serie de estudios de planificación han identificado un número de sitios hidroeléctricos potencialmente atractivos. Sin embargo, muchos de ellos se encuentran en las provincias de Chiriquí o Bocas del Toro en la región noroeste occidental del país y alejados de los principales centros de carga. Además, muchos de estos sitios deberán ser desarrollados con instalaciones relativamente grandes - del orden de 100 a 200 MW. Frente a las alternativas de construcción de proyectos hidroeléctricos demasiado grandes, con concurrentes problemas concurrentes de financiamiento, o uso expandido de combustibles importados para la generación térmica, la empresa ETESA/IRHE decidió iniciar un programa para identificar sitios hidroeléctricos de capacidad pequeña a mediana (10 a 100 MW) en 1986. Actualmente, ETESA está llevando a cabo un programa de inventario nacional.

T:\proj\014519\7000\600REV\Cap8\cap8r.doc 8-1 2002/10/25

A futuro, un mayor desarrollo hidroeléctrico puede proporcionar beneficios significativos al país en términos de:

• reducción en importaciones

• seguro contra fluctuaciones del precio del combustible

• beneficios para el medio ambiente

• contribuciones a la infraestructura nacional, incluyendo instalaciones turísticas.

Los proyectos hidroeléctricos también brindan beneficios directos al sistema eléctrico en términos de servicios auxiliares, y estos pueden contribuir en valor tanto como 1000 USD/kW. En términos de recursos conocidos, estudios previos de ETESA han identificado y hecho una evaluación preliminar de más de 1300 MW de proyectos hidroeléctricos potenciales, y al menos 900 MW pueden ser considerados como potencialmente económicos y disponibles para implementación en el horizonte de planificación actual hasta el año 2015. Un programa agresivo para construir proyectos hidroeléctricos, con las primeras plantas entrando en servicio en el 2007, podría reducir las importaciones de combustible en 70 millones de barriles de combustible, con un valor en el orden de 2 billones de USD, en el periodo hasta el 2015. En consecuencia, el tema del mayor desarrollo hidroeléctrico es de importancia nacional. Existe poca duda de que desarrollo equitativo de recursos hidroeléctricos económicos podría proporcionar beneficios importantes para Panamá. En el marco regulatorio actual del sector eléctrico, toda nueva generación será proporcionada por promotores privados, de modo que el punto es si las condiciones de inversión promoverán algún aprovechamiento, y la extensión a la cual, si es que, estas condiciones deben ser mejoradas para promover nuevo aprovechamiento hidroeléctrico. 8.1.2 Los retos Tal como se perfiló en la sección 2 de este informe, los retos que enfrenta el promotor privado están relacionados principalmente con tres elementos que son específicos al aprovechamiento hidroeléctrico:

• el largo plazo de ejecución y el alto costo de desarrollo

• la necesidad de mantener un flujo de caja adecuado y balanza de pagos durante el período de pago del préstamo (con el período crítico de los primeros diez años de operación)

• riesgos relacionados con el costo de construcción (principalmente para fundaciones y excavación subterránea), y riesgos relacionados al ingreso debido a la variabilidad en las aportes.

Dado que frecuentemente cada sitio es tratado como una unidad de negocio, el promotor necesita establecer precios suficientemente altos para asegurar la viabilidad financiera del


proyecto, a diferencia de la empresa estatal de electricidad tradicional que podría promediar el riesgo en muchos proyectos y a través del tiempo. Incluir contingencias suficientes en la determinación de precios de venta de generación, convierte al proyecto hidroeléctrico en antieconómico, en consecuencia éste no iría adelante, y el nuevo desarrollo de generación futuro es en gran parte térmico. Al mismo tiempo, dentro del contexto de un sistema de libre mercado, los subsidios no pueden ser provistos desigualmente, de manera que cualquier subsidio o incentivo relacionado con la reducción de costos iniciales debe ser equitativo, excepto en el punto en que la política puede ser diseñada para favorecer el desarrollo de recursos renovables debido a razones ambientales, por ejemplo. 8.1.3 Estrategias La sección 2 perfila una serie de estrategias que pueden ser empleadas para mejorar la viabilidad financiera de aprovechamiento hidroeléctrico futuro. Una serie de iniciativas actualmente bajo discusión también se encuentran descritas. Conceptos tales como reembolso para desarrollo de infrastructura que será de interés nacional, o para uso público, y reducción en impuesto al ingreso por medio de transferencia de activos al gobierno son equitativos y justos. La cuestión de asignar beneficios de aprovechamiento hidroeléctrico para servicios auxiliarios todavía debe ser manejada, y proporciona una oportunidad para valuar más correctamente la opción hidroeléctrica. El tema de cómo reducir costos iniciales y igualmente importantes los plazos de ejecución, todavía debe ser manejada. El informe componente sobre aprovechamiento hidroeléctrico propone un rol extendido para ETESA en la preparación de proyectos para la realización de estudios de factibilidad, incluyendo investigaciones detalladas de campo (geotécnica), es una alternativa.Otras ideas pueden incluir el cambio de estructuras tarifarias para reflejar el uso de la planta generadora solamente, sin tener en cuenta la producción. Las ideas precedentes han sido expresadas en varios foros internacionales. El problema es cómo pasar el énfasis de adaptar reglas existentes de mercado a estructuras más equitativas que permitan alcanzar políticas de gobierno, sin interferir en los balances equitativos que deben resultar de un mercado dirigido por precio.


8.2 GENERACIÓN TÉRMICA A GAS NATURAL El gas natural como combustible para generación de electricidad es una opción viable en Panamá; sin embargo, para su materialización es necesario que:

a) Se consolide el mercado eléctrico de América Central, tanto desde el punto de vista regulatorio como de la infraestructura de transmisión necesaria para impulsar la construcción de ciclos combinados de gran tamaño, que aprovechen economías de escala que permita reducir costos de inversión, transporte y procesamiento del gas natural. Los avances que se están logrando en el desarrollo del mercado eléctrico centroamericano y la red SIEPAC brindan señales positivas sobre la viabilidad de este tipo de proyectos, que se reafirma con el desarrollo actual del proyecto “El Faro” en Honduras por parte de la empresa AES.

b) Exista una regulación sobre el uso final del gas natural antes de iniciar cualquier

actividad de importación, transmisión, distribución y comercialización de este energético. Para ello es conveniente que existan leyes separadas que cubra el negocio del gas en su etapa inicial y en su etapa final. El borrador de la ley para la etapa final que se está impulsando en Panamá es una buena base de partida; sin embargo debería ser cuidadosamente revisada por un especialista internacional con experiencia en leyes y regulaciones modernas del sector gasífero, con el fin de lograr un balance apropiado entre la protección de los intereses de los consumidores y el interés de los potenciales inversionistas.

Sobre las opciones de transporte para llevar el gas natural a Panamá, la opción con mayores posibilidades parece ser la del transporte marítimo. La opción de transporte por tubería presenta algunas dificultades: Si el gas viene del norte, los costos se elevarían a niveles que hacen inviable el gasocucto. Estudios preliminares indican que a lo sumo se alcanzaría una rentabilidad del 9% para un gasoducto proveniente de México, a lo cual es necesario agregar que este país no ha hecho mayores inversiones recientemente en exploraciones gasíferas. Si gas viene del sur probablemente tendría que ser mediante un gasoducto submarino debido a los problemas ambientales que implicaría cruzar el Tapón del Darién. Los costos para las opciones por gasoducto serían del orden de los 4.5 USD/MMBTU. La opción de transporte marítimo del gas licuado, en cuanto a precio, estaría regida por el mercado Henry Hub, ya que los nuevos clientes para el gas en la región, como sería el caso de Panamá, probablemente contratarán sobre la base de pagar no menos del valor de oportunidad del gas suministrado en los Estados Unidos. De mantenerse los niveles de precios y proyecciones actuales el suministro en el litoral caribeño tendría un precio en el rango de 3 a 3.5 USD/MMBTU. Con el fin de sensibilizar los volúmenes probables de gas natural para generar electricidad, se realizó un análisis para tres niveles de precios del gas puesto en las plantas en Panamá: un precio medio de 3.5 USD/MMBTU, un precio alto de 4.5 USD/MMBTU y un precio bajo de 2.5 USD/MMBTU. Los resultados de este análisis determinaron los volúmenes de combustible que se indican en el cuadro 8.1:


Cuadro 8.1 Volúmenes de Gas Natural para tres escenarios de precio

Escenario Período según fecha

de entrada de las plantas

Precio US

$/MMBTU

Generación GWh

Volumen Gas Mm3

Medio 2011 - 2015 3.5 21994 3787 Alto 2010 - 2015 4.5 12117 2441

Bajo 2006 - 2015 2.5 33031 6259

En el cuadro 8.2 se presentan los costos típicos de plantas de ciclo combinado, utilizando gas natural, que se podrían instalar en Panamá.

Cuadro 8.2 Características y costos típicos de plantas de ciclo combinado a GNL

Potencia MW

Factor Disponib.

%

Factor Carga

%

Energía Anual GWh

Heat Rate

kJ/kWh Inversión Millones US$ (1)

OyM Variables $/MWh

OyM Fijos

$/kW-año

Costo Nivelado $/MWh (2)

250 95 90 1971 7344 244 1.5 27.59 48.60

780 95 90 6150 6405 695 1.2 22.08 38.47 (1) Incluye el sistema de regasificación y transmisión asociada (2) Para un precio del gas de 3.5 US $/MMBTU


8.3 GENERACIÓN TÉRMICA A CARBÓN 8.3.1 Suministro El carbón no es utilizado actualmente en Panamá para la generación de electricidad, pero sí es importado para su uso en otras industrias. Debido a su bajo costo y porque no está ligado a los vaivenes de precios de los hidrocarburos tradicionales, es una alternativa interesante para la producción de electricidad. En los últimos 20 años, los precios mundiales han caído tanto en términos reales como nominales mientras la productividad ha crecido. Las reservas de carbón están ampliamente distribuidas y la existencia de varios exportadores importantes en el mundo asegura que el suministro sea estable. Colombia es el mayor productor de carbón en Latinoamérica, tiene reservas de 6.8 billones tn de carbón bituminoso de alta calidad que se encuentran en su mayoría en la península de La Guajira (Cerrejón) y en el departamento César, y sería la fuente natural de abastecimiento para la generación de energía en Panamá. El principal puerto de exportación está en la Puerto Bolívar que se encuentra a 935 km de Colón. El costo de fletes y manejo portuario se estima en 10$/tn. El precio promedio del carbón colombiano en EE.UU. en el año 2000 fue de 29.16USD/tn Debido a la incertidumbre en los pronósticos del precio del carbón y diferenciales de flete, se recomienda utilizar para la evaluación de los costos de generación térmica con base a carbón, tres escenarios de precios para el carbón puesto en la planta generadora: 28USD/tn, 33USD/tn (medio o más probable) y 38 USD/tn. 8.3.2 Nuevas tecnologías Existen una gama de nuevas alternativas tecnológicas para la generación con base a carbón que reducen el impacto ambiental. De las tecnologías de carbón limpio (CCT), la combustión atmosférica de lecho fluidizado es la más utilizada comercialmente y tiene eficiencias entre 35-38% con costos para plantas de 200MW tipo AFBC entre 1300 y 1600USD/kW. Toda central de carbón nueva debe incluir al menos este tipo de tecnología La tecnología de gasificación integrada con ciclo combinado (IGCC) tiene eficiencias entre 42- 45% pero todavía requiere un mayor desarrollo comercial. El costo para estas plantas esta en el rango de 1100 a 1300USD/kW. 8.3.3 Sitio potencial y costos para una planta de carbón en Panamá En el estudio de la factibilidad de la planta de carbón (2x75MW), realizado por JICA (1987), fueron evaluados varios sitios incluyendo Bahía de Las Minas e isla de Telfer, siendo este último el que resultó más atractivo. En el presente estudio se evaluó una planta de 2x125MW en el sitio de Telfer con las características mostradas en el cuadro 8-3


Cuadro 8-3. Planta a Carbón (2x125MW) en la isla Telfer

Area Requerida (incluye almacenamiento de carbón para 6 semanas de 45.000m2 y depósito de cenizas 370.000m2)

545.000m2

Instalaciones portuarias Nuevo embarcadero de 250m de largo para barcos entre 20.000 y 25.000 tn

Transmisión Línea a doble circuito 230kV

Planta Generadora 2 unidades de 125MW. Caldera externa, carbonera y pulverizador. Area de 130.000m2

Medio Ambiente y control de emisiones Los sistemas de control de emisiones de polvo, NOx y SOx, tratamiento de agua y descarga de agua del condensador de acuerdo a las normas del Banco Mundial.

Costo de Capital (incluye costos de la central-equipo eléctrico y mecánico, obras civiles, edificios-, transmisión y subestación, imprevistos, administración e ingeniería. No incluye IDC)

393.91 USD millones (1576$/kW)

Construcción y desembolsos 3 años (28, 48, 24)%

Vida útil 20 años

Costos de OyM fijos anuales 70 $/kW

Escenarios de Precios CIF Puerto 25$/tn; 30$/tn; 35$/tn

Manejo portuario 3$/tn

Rendimiento térmico de la planta 10.200 BTU/kWh

Poder Calorífico del Carbón 6600 kcal/kg (11.900 BTU/lb)

Costos OyM variables 4.5$/MWh

8.3.4 Competitividad de la generación a carbón con otras tecnologías En la figura 8-1 se muestran las curvas de costo nivelado para plantas de base. Se incluyen ciclos combinados a GNL para tres escenarios de precio del combustible (alto = 4.0 USD/Mbtu, medio = 3.5 USD/Mbtu, bajo = 3.0 USD/Mbtu), la planta de carbón en Panamá con tres escenarios de precio de combustible (35 USD/tm, medio = 30 USD/tm, bajo = 25 USD/tm) y la planta de Ciclo Combinado a GNL El Faro (780MW) con precios de GNL medios. Se observa que la tecnología de carbón es competitiva en los casos en que se combine un precio bajo del carbón (25 USD/tm) con un precio alto del GNL (4.0 USD/Mbtu)


Figura 8-1. Competitividad del Carbón con otras tecnologías - Curvas de costo nivelado plantas de base

Competividad Carbón (2)

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

90.00

40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Factor de Planta

2001

US$

/MW

h

CCGN(a) CCGN(m) CCGN(b) CCGNL ELFARO CB(a) CB(m) CB(b)



8.4 INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA CON COLOMBIA El actual bajo costo de la energía en Colombia podría en principio aportar un abastecimiento competitivo de energía a Panamá en el futuro cercano, pero hay que tener en cuenta las restricciones sobre todo ambientales y de seguridad que se aplican al planteamiento de una eventual interconexión eléctrica con Colombia, uno de los mayores obstáculos a la implantación de tal interconexión siendo la ausencia del tramo correspondiente de la Carretera Panamericana. El Cuadro 8.4 a continuación presenta los costos incrementales promedio de largo plazo (CIPLP) para Panamá y Colombia proyectados para el período 2005 – 2010.

Cuadro 8.4 Costos incrementales promedio de largo plazo en Panamá y Colombia (USD/MWh)

Período Panamá Colombia

2005 – 2010 44.35 – 71.60 33.13 – 43.95

El costo total de la interconexión Panamá – Colombia fue estimado en cerca de 150 mill USD. Se subraya que este costo está bastante penalizado por las incertidumbres de orden ambiental y por la inexistencia actual de carreteras o caminos de acceso a la región, sobre todo en el tramo para atravesar el Tapón del Darién. Las estimaciones preliminares de este estudio, desde una perspectiva económica, mostraron que el costo de la interconexión se reflejaría en un costo de transporte situado entre 3.2 y 4.5 ¢/kWh en una base anualizada para una demanda máxima entre 150 y 100 MW respectivamente Desde una perspectiva financiera, quedó claro que – a raíz de los altos costos involucrados y de la cantidad de energía relativamente pequeña que podría ser transportada – la línea no podrá ser establecida exclusivamente como un proyecto de “línea de transmisión mercantil” (merchant line). Los gobiernos panameño y colombiano podrían querer contribuir estratégicamente a la reducción de las incertidumbres y dificultades del proyecto, a través de apoyos tales como los siguientes:

• coordinar los ajustes que puedan ser necesarios a las regulaciones nacionales respectivas;

• contribución a la realización del estudio de impacto ambiental;

• incremento de la seguridad y control en el área;

• mejoría de las condiciones sanitarias de la región;

• apertura y mantenimiento de rutas de acceso;


• posibilitar la conclusión eventual de la Carretera Panamericana en ese tramo;

• o finalmente, participar directa o indirectamente en la realización del proyecto.

Exclusivamente desde un punto de vista comercial, la interconexión eléctrica Panamá – Colombia podría eventualmente ser viable bajo algunos escenarios especialmente favorables, recordándose empero los varios puntos que llevan a un alto nivel de incertidumbre:

• elevados costos de construcción, operación y mantenimiento, incluso en función de la necesidad de establecer rutas o caminos de acceso;

• temas de protección y mitigación ambiental;

• temas de seguridad, incluso actividades de la guerrilla y de otros grupos armados;

• temas de política nacional y regional, incluso el flujo migratorio ilegal.

Para que la interconexión Panamá – Colombia se vuelva verdaderamente rentable, las exportaciones de energía eléctrica desde Colombia no deberían de estar limitadas exclusivamente a la demanda de Panamá, sino más bien a la de toda Centroamérica. Quedaría a examinar, si fuera de interés estratégico, la viabilidad de la interconexión para transportar valores más grandes de potencia y energía, como quizás los 300 MW planteados para el proyecto SIEPAC a lo largo del Istmo Centroamericano. Reducciones substanciales en el costo de inversión del proyecto de interconexión podrían volverlo atractivo en escenarios favorables, recordándose siempre que se necesitaría contar con respaldo en el mercado de oportunidad de Panamá para suplir las deficiencias de suministro causadas por fallas en la interconexión o por las reglas colombianas de racionamiento selectivo.


8.5 ENERGÍAS RENOVABLES Los recursos de energía renovable considerados: son energía solar, eólica, geotérmica y pequeñas plantas hidroléctricas. Estos recursos pueden ser usos en alguna de las siguientes formas:

• como plantas candidatas en los planes indicativos de expansión de generación

• para ahorro de combustibles fósiles

• para electrificación de áreas rurales y/o remotas

Todas las formas de energía renovable mencionadas pueden beneficiarse del Mecanismo de Desarrollo Limpio del Acuerdo de Kyoto así como del “Global Environmental Facility” que está siendo implantado por el Banco Mundial y los programas de Naciones Unidas para el desarrollo (PNUD/UNDP) y el ambiente (PNUA/UNEP).

Las características de cada uno de estos recursos renovables son resumidas a continuación desde el punto de vista de los tres usos mencionados arriba. 8.5.1 Energía solar Los sistemas fotovoltaícos no son apropiados para su inclusión como parte de un plan de expansión de generación para el sistema interconectado nacional debido a las siguientes razones:

• El costo actual de paneles solares es muy alto,

• Requeriría un subsidio sustancial para ser competitivo con recursos convencionales

• La disponibilidad de luz solar directa en Panamá es muy esporádica

Por las mismas razones, estos sistemas no son atractivos como proyectos para el ahorro de combustible.

Por otro lado, este recurso puede ser apropiado para aplicaciones remotas y/o pequeñas. Las siguientes características son relevantes a este tipo de uso:

• El subsidio sería significativamente menor si es para aplicación aislada

• Para aplicación aislada, puede ser la única alternativa; entonces, los imperativos sociales decidirían el uso de la aplicación

• En aplicaciones aisladas, la sostenibilidad es un problema cuando se considera la necesidad de reemplazo de partes como baterías (que son especializadas y lo usual es que sean especialmente ordenadas de los proveedores apropiados). La empresa de servicios eléctricos o el Estado puede tener que asegurar que dichos repuestos estén fácilmente disponibles, lo que añade costos sustanciales al costo actual de dichos sistemas


• Las instalaciones son benignas para el medio ambiente pero requieren estructuras fuertes, estratégicamente ubicadas para soportar los paneles solares de manera que capture la mayor cantidad de rayos solares y que esté lejos del polvo y humo (para retener la eficiencia de uso y reducir las necesidades de limpieza)

• Algunas agencias de financiamiento asistirán dichos proyectos como opciones sanas para el medio ambiente, como proyectos de demostración y proyectos sociales.

8.5.2 Energía geotérmica Los proyectos geotérmicos son lo suficientemente grandes para ser considerados en los ejercicios de planificación nacional de energía (en otras palabras, ellos podrían desplazar a las centrales convencionales en los análisis de planificación de sistemas). Los siguientes puntos son relevantes para el uso de este recurso como parte del plan nacional de expansión de generación.

• El costo de producción es sitio-específico - el costo de dichos proyectos puede ser competitivo con centrales convencionales sobre una base de “costo de por vida” (“lifetime cost”)

• Si el proyecto está lejos de la red de transmisión existente, el costo de la transmisión requerida puede afectar significativamente a las economías de la central. Aún si el proyecto está localizado cerca a la red existente, los cargos de transmisión también pueden afectar las economías del proyecto

• Virtualmente, no hay emisiones atmosféricas pero el líquido usado puede ser muy corrosivo y puede necesitar tratamiento especial (químicamente o por reinyección). Del otro lado, dichos proyectos pueden producir impactos ambientales negativos, para los cuales hay disponibles medidas de mitigación a un costo determinado.

• El financiamiento de dicha asistencia podría estar disponible proveniente varios programas del Banco Mundial y las Naciones Unidas, del BID y de las agencias donantes bilaterales.

8.5.3 Energía eólica Los recursos eólicos disponibles en Panamá son tan variables que no habría una capacidad firme apreciable asociada a los proyectos estudiados hasta la fecha. Por este motivo, los sistemas de generación eólica no son apropiados para su inclusión como parte de un plan de expansión de generación para el sistema interconectado nacional. Sin embargo, la energía eólica puede ser apropiada para proyectos de ahorro de combustibles fósiles ya que el costo de instalación puede ser competitivo con recursos convencionales. Los siguientes puntos son relevantes para el uso de estos recursos:

• El costo de producción puede ser casi competitivo con recursos convencionales si el régimen de viento es satisfactorio.

• Las estaciones meteorológicas existentes sugieren velocidades de viento relativamente bajas en la mayor parte del país; sin embargo, un área seleccionada ha mostrado regímenes de viento apropiados para su aprovechamiento.

• Dichas aplicaciones son usualmente consideradas en grupos de torres (granjas eólicas); la única preocupación ambiental es su apariencia antiestética, afectación de las aves migratorias y el bajo nivel de ruido hecho por las turbinas


• Dichas instalaciones ocupan muy pequeño espacio de tierra

Debido a la variabilidad de las velocidades de viento y a la naturaleza localizada de los regímenes de viento adecuados, aplicaciones fuera de la red sin otras fuentes de energía (esto es, sistemas híbridos) no serían convenientes 8.5.4 Pequeñas centrales hidroeléctricas

El uso más frecuente de las plantas hidráulicas pequeñas es para el suministro de cargas remotas (electrificación rural). Con frecuencias son usadas también para ahorro (desplazamiento) de combustibles fósiles. Por definición son muy pequeñas para ser consideradas como parte del plan nacional de expansión. Los siguientes puntos son relevantes para el uso de este recurso en electrificación o ahorro de combustible:

• Costo de producción es sitio-específico.

• Sitios potenciales han sido identificado.

• Generalmente dichas centrales hidroeléctricas son costosas (comparadas con las centrales convencionales en una base de costo de por vida); sin embargo, para aplicaciones aisladas, ellas podrían ser las más económicas, dado un imperativo social para electrificación rural

• La tecnología es muy sólida, lo que la hace ideal para aplicaciones aisladas donde no es disponible personal para operación y mantenimiento

• Los sistemas pueden ser diseñados de manera que requieran muy poco esfuerzo de operación y mantenimiento, lo que ayuda a asegurar la sostenibilidad del desarrollo en áreas remotas


8.6 INTERCONEXIÓN CENTROAMERICANA – SIEPAC

8.6.1 PROYECTO SIEPAC Y MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL El proyecto SIEPAC contempla dos frentes de trabajo. El primero es la creación del Mercado Eléctrico Regional (MER) mediante el diseño de normas regionales y la creación de dos instituciones regionales (la CRIE, entidad reguladora del nuevo mercado eléctrico centroamericano; y el EOR, operador del sistema y administrador del mercado de transacciones eléctricas regionales) responsables de vigilar la aplicación y la actualización de dichas normas armonizadas a nivel regional. El segundo es construir la Línea SIEPAC, que consiste en 1830 km de líneas de 230 kv con un costo de US$320,3m, desde Panamá hasta Guatemala Los seis gobiernos centroamericanos suscribieron el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central el cual establece como principios para la conformación del MER la competencia, la gradualidad y la reciprocidad. El MER consiste en un “séptimo mercado”, en convivencia con los seis mercados o sistemas nacionales existentes, con reglas independientes de las de éstos, y puestos en contacto exclusivamente en los puntos de la Red de Transmisión Regional (RTR) definidos como fronteras entre mercados nacionales y el mercado regional. Esta estructura impone la necesidad de coordinar regulaciones, normas operativas y comerciales en los seis países. En el MER se comercializan productos no-regulados (Energía y Servicios Auxiliares) y se suministran servicios regulados (Transmisión Regional, Operación del Sistema y Administración del MER) Se ha propuesto que el sistema tarifario de la RTR incluye 3 pagos. El cargo variable de transporte (CVT) que surge de la diferencia de los precios en los nodos de la RTR, el peaje que es una medida del uso y el cargo complementario que es cubierto por la demanda. El CVT es imputado solo a aquellos agentes que realizan transacciones en el MER. Por su parte el peaje no debe distorsionar las decisiones de corto plazo (despacho) por lo que se sugiere que se implemente como compensaciones entre países que den las señales apropiadas para la ubicación de nueva generación y/o demanda regional.

OTROS PROYECTOS REGIONALES` Anillo Eléctrico Internacional de la Amistad Panamá y Costa Rica estudian una interconexión por la costa Atlántica que permitiría solucionar la debilidad de la actual interconexión. El proyecto consiste en el lado de Costa Rica, de una línea de transmisión de 50 Km a 230 KV, desde Cahuita hasta Sixaola, y en el territorio panameño el en una línea de transmisión de 20 km entre Changuinola y Sixaola y el cambio de voltaje de 115 KV a 230 KV. de la línea de transmisión de 120 km planeada desde Guasquitas hasta Changuinola. Esta interconexión llevaría la capacidad de intercambio entre los dos países a 120MW, antes de la entrada de la línea SIEPAC.


Proyecto El Faro En la localidad de Puerto Cortés en Honduras AES tiene la intención de desarrollar un proyecto que consiste en una planta generadora de 780MW de ciclo combinado a gas natural, una terminal de gas natural licuado (GNL) y una línea de transmisión en 230kV de 397 km que conectará la planta al sistema de 115 kV de El Salvador, con interconexiones en Santa Ana y Nejapa, y una extensión hasta Ahuachapán. De acuerdo a AES el proyecto entregará energía a nivel mayorista a un precio de US$ 50/MWh. El costo estimado del Proyecto es de US$ 650 millones.

DESARROLLO DEL MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL Los tipos de plantas de generación regionales que son atractivas para el desarrollo por parte de inversionistas privados de acuerdo al escenario planteado se muestran en la cuadro 8.5 Cuadro 8.5 Precios de la energía a nivel de generación y tipos de plantas de expansión Precio de la energía a largo plazo (US$/MWh)

Tipos de plantas Escenario

42~50 Ciclos combinados a gas natural

Llegada de gas por gasducto o GNL

55~60 Carbón Proyectos a escala regional con suministro de carbón de Colombia o USA

62~69 Ciclos combinados a Diesel-oil

Proyectos a escala regional basados en plantas a diesel-oil

70~77 Motores de Baja Velocidad Bajo nivel de integración

El efecto que del desarrollo del MER tendría en Panamá sería básicamente la tendencia a la uniformización de los precios de la energía en la región una vez entre en operación la interconexión SIEPAC. La entrada de posibles las plantas de ciclo combinado a Gas Natural en Panamá, convertiría a este país en exportador neto ocn bajos precios.