RENOVABLE
TEGUCIGALPA, 2009. Este estudio ha sido elaborado por la empresa consultora Pampagrass S.A., y puede ser citado libremente para propósitos sin fines comerciales, siempre que se reconozca la fuente y los derechos de los autores. Las opiniones expresadas en este documento son del autor y no necesariamente reflejan el parecer del Proyecto ARECA.
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Proyecto Acelerando las Inversiones en Energía Renovable en Centroamérica y Panamá Análisis del Mercado Panameño de Energía Renovable Banco Centroamericano de integración Económica (BCIE) Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) Fondo para el Medio Ambiente Mundial (FMAM) 1a Edición. Reservados todos los Derechos © Copyright 2010, BCIE.
El aprovechamiento de los recursos renovables para la generación de energía, permitirá a la región ir sustituyendo paulatinamente el uso de combustibles fósiles y así contribuir a reducir las emisiones de gases del efecto invernadero. Este estudio de Análisis del Mercado de Energías Renovables, proporciona al lector un panorama sobre el funcionamiento del mercado energético nacional, mercados emergentes como el de carbono a nivel internacional y el Mecanismo de Desarrollo Limpio del Protocolo de Kyoto (MDL), y adiciona datos sobre el financiamiento destinado a proyectos renovables de pequeña escala, que se pueden apoyar en instrumentos financieros como el Programa de Garantías Parciales de Crédito promovido por ARECA, estimulando los de- sarrolladores de llevar a cabo sus proyectos en la región.
Ing. Héctor Leonel Rodríguez Coordinador Internacional
Proyecto ARECA
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El Análisis del Mercado Panameño de Energía Reno- vable se presenta como un documento resultado de la implementación del Proyecto “Acelerando Inversiones en Energía Renovable en Centroamérica y Panamá (ARECA)”. El Proyecto ARECA es implementado a nivel centroamericano por el Banco Centroamericano de In- tegración Económica (BCIE), con el apoyo del Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD y con el financiamiento del Fondo para el Medio Ambiente Mundial (GEF).
ARECA tiene un enfoque regional, siendo su ejecución enfocada a: Guatemala, El Salvador, Honduras, Nica- ragua, Costa Rica y Panamá; trabajando en aras de re- ducir las emisiones de gases que causan el efecto in- vernadero al promover el uso de fuentes renovables de energía para la generación de electricidad, logrando realizar contribuciones al desarrollo sostenible en la región centroamericana. Un eje central de este proyec- to es el de lograr catalizar inversiones en proyectos de generación eléctrica pequeños y medianos (menores a 10 MW), fortaleciendo el rol catalizador del BCIE como ente financiero para la energía renovable. Esto conlleva la identificación y remoción de barreras y la mitigación de algunos de los riesgos de las instituciones financie- ras a través de un mecanismo de garantías parciales de crédito.
El Análisis del Mercado Panameño de Energía Renovable es parte de una serie de documentos de prospección y actualización del clima de desarrollo de proyectos de energía renovable en los distintos países de la región centroamericana, que buscan presentar a una amplia comunidad de actores involucrados en el desarrollo de proyectos; con información reciente y re- levante para su quehacer. De tal manera los documen- tos de esta serie regional siguen un patrón homogéneo, facilitando al lector el análisis de la situación país en cuanto al clima de desarrollo de proyectos de energía renovable.
En la elaboración del documento se utilizaron dife- rentes fuentes de información pública, sobre todo para procurar los datos estadísticos que sustentan el análi- sis, y para levantar la información relativa a los marcos legales y normativos que regulan el mercado eléctrico del país. También se obtuvo información valiosa de en- trevistas que sostuvieron miembros del equipo consul- tor con representantes de la banca, de los generadores y de autoridades de gobierno vinculadas con el sector de energía. Para el análisis de los costos de generación
se desarrolló un modelo de cálculo que permite simular condiciones específicas de cada país así como de diver- sos tipos de tecnologías de generación tanto renova- bles como térmicas.
El documento presentado incorpora diversas secciones relevantes para el entendimiento del clima de desarro- llo de proyectos de energía renovable a saber:
Contexto General: Inicia con la presentación de indicadores de desarrollo relevantes, haciéndose una reseña del sistema de gobi- erno, de la geografía, del clima y de los recursos natu- rales del país; elementos que permiten posicionar ele- mentos de atractivo y condiciones locales del país para el desarrollo de la energía renovable.
El Mercado Eléctrico y la Energía Renovable: Parte de un análisis de estadísticas que permiten re- construir la evolución del sector eléctrico a partir de la reforma del sector en los años 90, para analizar el clima regulatorio y normativo que crea espacios habilitantes o no para el desarrollo de proyectos en el país; a través de la presentación de las leyes y normativas relevantes que debe conocer un desarrollador de proyectos interesado en la energía renovable. De la misma manera se presen- tan los indicadores más importantes de la arquitectura de mercado en el que se desenvuelven los proyectos de generación interconectados a la red eléctrica.
Costos de Generación y Precios de la Energía: Plantea una perspectiva sobre los principales temas que acotan la relación existente entre costos de generación de proyectos de energía renovable en las escalas de hasta 10 MW, y los esquemas de precios existentes en el mercado eléctrico del país, aportando a entender los costos de generación en el país y la competitividad que tienen los proyectos renovables. A la vez se describen los espacios contractuales y de tendencias de precios pagados a generadores eléctricos en el país.
Proyectos de Energía Renovable y Mercados de Carbono: Presenta elementos generales del estado de situación del Mecanismo de Desarrollo Limpio a nivel internacional, regional y del país, incluyéndose el es- tado de situación de los portafolios de proyectos a nivel del país y los procedimientos nacionales de aprobación para el MDL, elemento sin duda clave para un desarro- llador de proyectos.
PRESENTACIÓN
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Proyectos de Energía Renovable de hasta 10 MW de potencia: Aporta una muestra de proyectos de energía renovable de la escala relevante en diferentes etapas de desarrollo que se han identificado en el país.
La Banca y la Energía Renovable: Con base en es- tadísticas, establece el tamaño del sistema bancario, su composición por tipos de actores y el tamaño relativo de sus principales actores. Resume el resultado de en- trevistas sostenidas con representantes de los princi- pales bancos del país, que permiten entender las ten- dencias y posiciones de la banca local con respecto a los proyectos de generación eléctrica, particularmente los proyectos a base de fuentes renovables, y de un rango de potencia de hasta 10 MW.
Conclusiones y Recomendaciones: A través del uso de diagramas tipo “araña” se presentan conclusiones generales sobre el clima de desarrollo de proyectos de energía renovable en base a una serie de criterios liga- dos con cada uno de los ejes temáticos examinados en el documento que permiten al lector generar una visión general de la situación país y compararla con la obser- vación de otras realidades país de la región.
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SIGLAS ACM AHPPER AMS BANHPROVI BCIE BID BIO BOT CAF CAPM CDM CDM-PDD CEAC CEPAL CER CH4 CII CNBS CNE CNSSP CO2 CO2e CRIE DEG DNA DOE ECA ENNE EOR EPC ERPA EUETS FINNFUND FMO
GEI GWh IPPC JE JI kW kWh LMSE MDL mm msnm MtCO2e MW
Metodología consolidada aprobada para proyectos CDM Asociación Hondureña de Pequeños Productores de Energía Renovable Metodología aprobada de pequeña escala para proyectos en el CDM Banco Hondureño para la Producción y la Vivienda Banco Centroamericano de Integración Económica Banco Interamericano de Desarrollo Sociedad Belga de Inversión para los Países en vías de Desarrollo Build, Own, Transfer Corporación Andina de Fomento Capital Asset Pricing Model Clean Development Mechanism = Mecanismo de Desarrollo Limpio Documento de Diseño de Proyecto para el CDM Consejo de Electrificación de América Central Comisión Económica para América Latina Certificado de Reducción de Emisiones Metano Corporación Interamericana de Inversiones Comisión Nacional de Bancos y Seguros Comisión Nacional de Energía Comisión Nacional Supervisora de los Servicios Públicos Dióxido de carbono Dióxido de carbono equivalente Comisión Regional de Interconexión Eléctrica Compañía Alemana de Inversión y Desarrollo Autoridad Nacional Designada Ente Operacional Designado Export Credit Agencies Empresa Nacional de Energía Eléctrica Ente Operador Regional Engineering, Procurement and Construction (contrato de construcción) Contrato de compra-venta para reducción de emisiones European Union Emission Trading System Finnish Fund for Industrial Cooperation Ltd Nederlandse Financierings-Maatschappij voor Ontwikkelingslanden N.V. (Netherlands Development Finance Company) Gases de efecto invernadero Gigavatio hora. Panel Intergubernamental de Cambio Climático Junta Ejecutiva Joint Implementation = Implementación Conjunta Kilovatio Kilovatio-hora Ley Marco del Sub-sector Eléctrico Hondureño Mecanismos de Desarrollo Limpio Milímetros Metros sobre el nivel del mar Toneladas de CO2e Megavatio.
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MWh OLADE PDD PEG PIB PIN PPA SERNA SIEPAC SIN SWERA UKETS UNEP UNFCCC
Megavatio-hora Organización Latinoamericana de Energía Documento de Diseño de Proyecto Plan de Expansión de la Generación Producto interno bruto Nota de Idea de Proyecto Power Purchase Agreement (contrato de compra de energía) Secretaría de Recursos Naturales y Ambiente Sistema interconectado de Electricidad Para América Central Sistema Interconetado Nacional Solar and Wind Energy Assessment United Kingdom Emission Trading System United Nations Environmental Program Convención Marco de Naciones Unidas de Cambio Climático
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INDICE
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Con una extensión de 75,520 km2, pero con una población de tan solo 3.4 millones de habitantes, Panamá es el país menos densamente poblado de Centroamérica (45 habitantes por km2). Con un PIB de US$ 23.138 millones se ubica en tercer lugar dentro de las economías centroamericanas. Sin embargo, en términos de ingreso por habitante (US$ 6.823 en 2008) supera a todos sus vecinos. También es la economía que ha crecido más vigorosa- mente: en 2007 mostró un crecimiento de 11,5%, y en 2008 del 9,2%. El modelo económico del país se apoya en el desarrollo de un centro logístico internacional (transporte, comunicaciones y finanzas) que aprovecha sobre todo sus ventajas de localización regio-nal. La emigración de panameños ha sido baja, y en consecuencia la dependencia de flujos de remesas familiares ha sido relativamente baja. Ha logrado generar un ambiente de inversión y negocios favorable, tal y como evidencian las buenas calificaciones en términos de riesgo país, de competitividad y de valoración de su infraestructura
A partir de las reformas del sector eléctrico en el año 1997, el mercado panameño se ha caracterizado por un alto grado de participación privada en los sectores de generación y distribución. Como consecuencia de la reforma surge un mercado mayorista, el cual consta de un mercado de contratos y de un mercado de ocasional, existien- do diversos tipos de actores que participan en la industria eléctrica.
En los años transcurridos desde la promulgación de la reforma el país ha logrado aumentar la cobertura eléc- trica, logrando llegar atender en 2007 al 88% de la población. Es importante destacar también que el consumo de energía por habitante es alto, alcanzando en 2008 un total de 1.830 Gw/h. Si bien la capacidad instalada desde entonces ha resultado en un aumento en la termificación, el país generó en 2008 más de un 62% de su energía con base en recursos renovables. Pero el Plan de Expansión de la Generación (PEG) existente indica que la participación de las renovables, en términos de capacidad, bajaría de un 51,2% en 2008 a un 44,5% en 2015. Es importante señalar que en Panamá todas las centrales eléctricas renovables son hidroeléctricas. No hay en este país centrales eólicas, geotérmicas o biomásicas; tampoco se contemplan dentro del PEG.
La generación eléctrica en Panamá muestra un alto grado de concentración, con dos actores predominantes: AES Panamá (privada), y Empresa de Generación Eléctrica Fortuna (de capital mixto), con 31% y 30% respectivamente de la generación total en el 2008. El tamaño de las centrales contempladas dentro del PEG hace pensar que este mercado se seguirá caracterizando por actores predominantes.
Las simulaciones realizadas sobre costos de generación comparativos para la energía renovable en Panamá para las escalas de interés de este estudio de mercado indican que en general las distintas tecnologías de generación renovable son competitivas con los costos de generación de otras tecnologías de generación como las basadas en combustibles fósiles. Sin embargo pareciera que las tecnologías más habilitantes en la escala de 0-10 MW serán las de energía biomásica basada en residuos disponibles y la de hidroelectricidad. Otras tecnologías como las de viento y geotérmica son interesantes pero en general se nota que los proyectos de estas son de mayor escala de potencia instalada total.
La tasa de retorno sobre capital accionario estimada para inversiones en la industria eléctrica en pana-má es del orden del 13,6% y se sitúan entre las más ventajosas de la región centroamericana, claramente apoyada por la baja clasificación de riesgo del país.
El marco regulatorio del país está claramente articulado y existen incentivos importantes para la generación renovable. Las señales de precios para generadores renovables con interés de participación en el sector es- tán en el rango de US$90-100/MWh, convirtiéndose en una señal clara y determinante para expli- car el “boom” de desarrollo observado en el país. Tomando en cuenta el comportamiento del merca- do de ocasión, desarrolladores con adecuadas estrategias y conocimiento de la comercialización de su energía y diseño técnico de sus proyectos pueden obtener interesantes réditos a su inversión en el sector.
RESUMEN EJECUTIVO
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Como los otros países de la región centroamericana, la participación de Panamá en el MDL ha sido modesta en el número de proyectos, sin embargo los proyectos desarrollados de energía renovable en los últimos 5 años han acudido al mercado de carbono para tratar de obtener beneficios económicos adicionales que generalmente se usan para apoyar el flujo de caja de los proyectos y también para apoyar beneficios locales a la sostenibilidad ambiental. Panamá cuenta con 5 proyectos inscritos en el MDL y tiene 10 proyectos en etapa de validación, un alto porcentaje de los cuales están en la escala de interés de ARECA. La DNA del país también cuenta con un portafolio activo de nuevos proyectos que están proceso interno de otorgamiento de cartas de no objeción y complacencia. El país ha sido muy efectivo en la prospección de proyectos MDL; posiblemente apoyado por el alto desarrollo de proyectos de generación eléctrica que se da en la actuali- dad. Sigue notándose que el financiamiento del carbono, es decir la venta de las reducciones de emisiones de proyectos, sigue estando desligado de los temas de financiamiento de proyecto, y es más la venta de un “commodi-ty” que no está relacionado con la estructuración financiera de los proyectos. El MDL programáti- co podría ser una interesante oportunidad para reducir costos de transacción pero no se detecta actividad en este sentido en el país.
Panamá cuenta con la infraestructura institucional adecuada para la participación en el MDL, y existen procedimientos para la obtención de cartas de aprobación nacional MDL.
Panamá ha tenido hasta el momento poca experiencia en el desarrollo de pequeñas centrales a base de energía renovable (menores a 10 MW). Al cierre de 2008 habían en el SIN sólo dos centrales, con una capaci- dad conjunta de 3.4 MW. Sin embargo, las estadísticas muestran 7 nuevas centrales en ese rango en proceso de construcción, con una capacidad conjunta de 46.8 MW, y un total de 71 centrales en alguna etapa de desarrollo, con una capacidad conjunta de 342 MW. Estas cifras hacen pensar que Panamá será líder a nivel regional en las pequeñas centrales renovables dentro de unos pocos años.
El sistema bancario panameño es el más grande y desarrollado de la región. Operan en este mercado bancos de muy distintas características: bancos privados internacionales, bancos privados de capital panameño, y banca estatal. Los bancos más grandes de la región están en Panamá, pero también hay en este mercado bancos medianos y pequeños. A pesar de la diversidad de bancos, el financiamiento de proyectos de energía ha estado liderado por los bancos más grandes.
La banca de este país ha participado en el financiamiento de proyectos de energía de muy distintas carac- terísticas, en proyectos térmicos y de energía renovable, en proyectos grandes y en proyectos pequeños. Varios de los bancos de esta plaza han participado en el financiamiento de proyectos de energía en otros países de la región.
El grado de desarrollo de esta plaza bancaria impone estándares de evaluación rigurosos. A esto hay que su- mar que la crisis financiera internacional obliga a los bancos a ser cautelosos y selectivos en el otorgamiento de financiamientos. Las conversaciones con banqueros del país indican con claridad que se establece un estrecho ligamen en- tre la valoración de garantías y la valoración de los atributos de las personas y empresas que respaldan un proyecto. En ese sentido, se manifiesta una clara preferencia por participar en proyectos promovidos por gru- pos empresariales con demostrada capacidad de ejecución y con respaldo económico para cubrir la porción de capital (“equity”) requerida, para cubrir los eventuales sobrecostos que surjan durante la ejecución de los proyectos, y para garantizar el repago de las obligaciones en caso de que los flujos del proyecto resulten insuficientes.
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7. Al final de este estudio se presenta un análisis de indicadores relevantes para la observación del clima general de los proyectos renovables en la escala de menos de 10 MW, acorde con los objetivos del Proyecto ARECA. Mediante un diagrama de tipo “araña” se logra un vistazo a la situación observada en Panamá, a través de observación cruzada con las realidades de otros países de la región.
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1.1. Aspectos geográficos relevantes2
Panamá se distingue por ser un país largo (770 kilóme- tros entre la frontera con Costa Rica y la frontera con Colombia), y angosto (50 kilómetros en su parte más es- trecha). Una cadena montañosa se extiende a lo largo del país. Se reconocen dos principales sistemas monta- ñosos, las Montañas de Tabasará (o Cordillera Central) en el Oeste, y la Cordillera de San Blas, en el Este. Estos sistemas están separados por una franja de tierras más bajas. El pico más alto es el Volcán Barú, en la provincia de Chiriquí, con una altura máxima de 3,475 msnm. A lo largo de la costa se encuentra una cadena no continua
Una serie de indicadores sobre la geografía, la economía y lo social en el país pretenden aportar algunos elementos pre- liminares de análisis sobre la situación de Honduras. Se encontrará además en este capítulo una reseña sobre el sistema de gobierno, tal y como lo estipula la Constitución Política y una breve descripción sobre la geografía física y sobre el clima del país. Se presenta información sobre los recursos naturales, particularmente sobre la cuantificación de la disponibili- dad de recursos renovables para le generación de electricidad. La sección cierra con datos de población, indicadores so- ciales y económicos, que permitirán algunas conclusiones generales enfocadas al tema central de este trabajo, que son las energías renovables.
de montañas menores. Las tierras altas tienen origen ígneo (volcánico). Se presentan planicies en las provin- cias de Panamá y Chiriquí, en la Provincia de Colón, y en los valles de Chepo y Chucunaque en el Este. Tam- bién hay una franja de planicies a lo largo de la costa del Caribe.
La población se encuentra principalmente a lo largo de la costa del Pacífico, hacia el Oeste de la capital. Las ciu- dades más importantes son Ciudad de Panamá (la capi- tal) Colón y David (en la provincia de Chiriquí, al Oeste del país).
1. CONTEXTO GENERAL DE PANAMÁ
1 Población total (2008), PIB, PIB per cápita: CEPALSTAT – Estadísticas de América Latina y el Caribe. (http://websie.eclac.cl/sisgen/ConsultaIntegrada.asp) Tipo de cambio: Banco Central de Costa Rica Expectativa de vida: Organización Mundial de la Salud Analfabetismo: CEPALSTAT – Estadísticas de América Latina y el Caribe, con datos de UNESCO Índice de Desarrollo Humano: Informe sobre Desarrollo Humano 2007-2008. (http://hdr.undp.org/en/media/HDR_20072008_SP_Complete.pdf ) Índice de Competitividad: Foro Económico Mundial Índice de Democracia: Freedom House (en CEPALSTAT – Estadísticas de América Latina y el Caribe) Cobertura Eléctrica: CEPAL Istmo Centroamericano: Estadísticas del Subsector Eléctrico Uso de energía eléctrica: Cálculo propio con datos de CEPAL Istmo Centroamericano: Estadísticas del Subsector Eléctrico 2 Encyclopedia Britannica http://www.britannica.com
Fuentes: Ver pie de página1
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1.2. Clima3
Hay marcadas diferencias en cuanto a clima en las dis- tintas zonas del país. Las pendientes del Caribe y las Montañas de Tabasará, que reciben de frente la influ- encia de los vientos alisios, muestran precipitaciones mucho mayores a la zona del Pacífico. En el Caribe, las precipitaciones se ubican en un rango de 1,500 a 3,550 mm anuales, mientras que en el Pacífico, el rango va de los 1,100 a los 2,300 mm. Además, en el Caribe la lluvia se distribuye a lo largo de todo el año, mientras que en el Pacífico hay una marcada época seca entre los me- ses de enero y abril. Como consecuencia de ese patrón climático, los bosques tropicales se encuentran del lado Caribe, y las sabanas hacia el Sur. En las cercanías de la frontera con Colombia, ambas partes del istmo reciben lluvia a lo largo del año.
Las montañas panameñas inciden en la formación de tres zonas climáticas: una zona baja y caliente, a alti- tudes menores a los 700 msnm, que abarca la mayoría del territorio; una zona templada, a alturas entre los 700 y los 1,500 msnm, y una zona fría (muy reducida en extensión, a alturas superiores a los 1,500 msnm. Por su ubicación tropical, la temperatura promedio en el mes más frío difícilmente baja de los 26ºC.
En el Anexo 1 se presentan mapas de precipitación, temperatura y otros mapas climáticos de interés.
1.3. Principales ríos y cuencas hidrográficas4
El territorio panameño se ha dividido en 52 cuencas hidrográficas. De estas, 18 están en la vertiente del Cari- be, y 34 pertenecen a la vertiente del Océano Pacífico.
3 Encyclopedia Britannica http://www.britannica.com 4 Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. http://www.hidromet.com.pa/Mapas/Cuencas_Hidrograficas_Panama.pdf 5 Informe Estado de la Región en Desarrollo Humano Sostenible. http://www.estadonacion.or.cr/estadoregion2008/regional2008/capitulosPDF/Cap11.pdf 6 CEPAL Istmo Centroamericano: Estadísticas del Subsector Eléctrico (Datos provisionales 2008) 7 CEPALSTAT – Estadísticas de América Latina y el Caribe. http://websie.eclac.cl/sisgen/ConsultaIntegrada.asp 8 Cálculo propio sobre datos de CEPAL-STAT
1.4. Recursos naturales Los recursos naturales energéticos renovables del país han sido estimados de la siguiente forma. 5,6.
Panamá cuenta con 54 áreas protegidas, con un área to- tal de 2.534.057 hectáreas, la cual representa un cerca de un 33% de la superficie del país. La responsabilidad por la administración de dicha red recae en la Dirección de Patrimonio Natural, de la Autoridad del Ambiente (ANAM).
En el Anexo 1 se presenta un mapa con la ubicación de las zonas protegidas del país.
1.5. Población La población total de Panamá asciende a 3.39 millones (2008). Su densidad de población es de 45 habitantes por km2. Según datos de CEPAL (2005), el 65.8% de la población es urbana.7 La población ha crecido entre los años 2000 y 2008 a un ritmo de 1,77%8.
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brados mediante acuerdo del Consejo de Gabinete, con sujeción a la aprobación del Órgano Legislativo, para un periodo de diez años.
El Municipio es la organización política autónoma de la comunidad establecida en un Distrito. Hay en cada distrito un Alcalde, Jefe de la Administración Municipal, y un Vicealcalde, electos por votación popular directa para un periodo de cinco años. Cada Corregimiento elige un Representante y su suplente por votación popular directa, por un período de cinco años. 12
1.8. Aspectos económicos Producción: Su producto interno bruto (PIB) alcanzó en el año 2008 (cifras preliminares) un total de US$23.138 millones (precios corrientes)13. Su producción, que venía mostrando a un ritmo de crecimiento muy acelerado, hasta alcanzar un 11.5% en el año 2007, experimentó una desaceleración durante el año 2008. Sin embargo, su crecimiento en ese año fue de un 9.2%14.
Este país se caracteriza por una baja participación del sector agrícola dentro de su producción total. En el año 2006, el sector agrícola representó apenas un 6.2% del PIB. La industria manufacturera representó en ese mis- mo año una participación también baja, del 6.7%. Sin embargo, el sector terciario (de servicios) representa un proporción particularmente alta, con un 60.9% de la producción total. Y dentro de ese segmento, los ser- vicios relacionados a establecimientos financieros, de seguros y otros relacionados representan una propor- ción muy representativa: 25.5% del PIB total.15 Durante el período 2000-2006, destacaron en términos de creci- miento los sectores de transporte, almacenamiento y comunicaciones.
Sector externo: La economía panameña es una de las más abiertas de la región, entendiéndose apertura como la suma de exportaciones más sus importaciones en relación al PIB. El índice de apertura calculado por el Banco Mundial para este país fue de 1.38 para el año 200616. Sus exportaciones alcanzaron en el año 2007 un total de US$9,338.4 millones, y las importaciones un total de US$12,520 millones. La inversión extranjera direc- ta (IED) es alta, con un total de 1907.2 millones en el año 200717. Las remesas familiares son poco relevantes en este país, alcanzando una cifra cercana a los 400
9 Índice de Desarrollo Humano: Informe sobre Desarrollo Humano 2007-2008. (http://hdr.undp.org/en/media/HDR_20072008_SP_Complete.pdf ) 10 Organización Mundial de la Salud. http://apps.who.int/whosis/data/Search.jsp 11 CEPALSTAT – Estadísticas de América Latina y el Caribe. http://websie.eclac.cl/sisgen/ConsultaIntegrada.asp 12 Constitución Política de la República de Panamá de 1972. http://pdba.georgetown.edu/Constitutions/Panama/constitucion2004.pdf 13 CEPALSTAT – Estadísticas de América Latina y el Caribe. http://websie.eclac.cl/sisgen/ConsultaIntegrada.asp 14 CEPAL – Atlas estadístico 2008. 15 CEPALSTAT – Estadísticas de América Latina y el Caribe. http://websie.eclac.cl/sisgen/ConsultaIntegrada.asp 16 Informe Estado de la Región 2008. Capítulo 13. El dilema estratégico de la inserción ventajosa en la economía internacional, con datos del Banco Mundial. 17 CEPAL – Atlas estadístico 2008.
1.6. Indicadores sociales Panamá es un país de desarrollo humano alto, de acuerdo al índice publicado por el Programa de Na- ciones Unidas para el Desarrollo. Esta es una medida estándar para medir la calidad de vida, sobre todo en términos de esperanza de vida, educación e ingreso por habi-tante. En la encuesta publicada por el PNUD en el año 2008 (con datos del 2006) ocupó la posición núme- ro 62 entre 177 países, con una calificación de 0.812.9
Sus habitantes tienen una expectativa de vida de 76 años. Por otro lado, la tasa de mortalidad infantil repor- tada es de 18 por cada 1000 niños nacidos vivos.10
Reporta una tasa de alfabetización cercana al 93%. En el año 2007 registró un 29% de población en condiciones de pobreza, y un 12% de población en condiciones de indigencia.11
1.7. Sistema de gobierno
El Poder Público lo ejerce el Estado por medio de los Órganos Legislativo, Ejecutivo y Judicial, los cuales ac- túan limitada y separadamente, pero en armónica colaboración.
El Órgano Legislativo está constituido por una corpo- ración denominada Asamblea Nacional. La Asamblea Nacional se compone de setenta y un Diputados Los Diputados son elegidos por un período de cinco años.
El Órgano Ejecutivo está constituido por el Presidente de la República y los Ministros de Estado. El Presidente es elegido para un periodo de cinco años. Con el Presi- dente se elegido un Vicepresidente.
El Órgano Judicial está constituido por la Corte Suprema de Justicia, los tribunales y los juzgados que la Ley es- tablezca. La Corte Suprema de Justicia está compuesta del números de Magistrados que determine la Ley, nom-
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millones 18
Competitividad: En términos de competitividad, medida de acuerdo al índice publicado por el Foro Económico Mundial, el país ocupa la posición 58 a nivel global, y el tercer lugar en Latinoamérica, después de Chile y Puerto Rico. La calificación obtenida durante el período 2008-2009 fue de 4.24.19
Finanzas Públicas: La política fiscal ha sido austera, y ha reflejado un pequeño déficit para el gobierno cen- tral y un superávit para el sector público combinado durante el período 2006-2007. Durante el año 2008, la situación no mostró cambios significativos. La agencia calificadora Fitch, en su última calificación a inicios de este año, le mantuvo su calificación de largo plazo en BB+, manteniendo una perspectiva positiva20.
1.9. Infraestructura de servicio.21
En esta sección se hará referencia a la infraestructura en términos de puertos, aeropuertos, carreteras y tele- comunicaciones. En el Capítulo 3 se hará referencia a la infraestructura eléctrica.
Como elemento para poder valorar la infraestructura de servicios, se recurrió al ranking elaborado por la empre- sa CG/LA, y publicado en la revista América Economía en noviembre de 200822. El ranking general se desglosa en cuatro componentes: energía eléctrica, logística, agua y telecomunicaciones.
La calificación en el ranking general se basa en una es- cala de 0 a 100, y resulta de la combinación de la califi- cación asignada a cada uno de los 4 componentes. La recolección de los datos se hizo en un periodo de seis meses, para los 23 países incluidos en el reportaje.
Para llevar a cabo este ranking, CG/LA recolectó la in- formación y analizó 40 variables separadas, que se di- vidieron en variables “infraestructurales” y económicas/ administrativas. Las primeras son aquellas que descri- ben la capacidad física y desempeño de un país, como caminos pavimentados, por cada 1.000 habitantes. Las segundas son aquellas que describen las condiciones generales bajo las cuales los proyectos se conciben y son llevados a cabo.
Además se considera en la metodología una tercera di- mensión de variables, que está compuesta por: visión estratégica de las áreas generales en las que un país, región o ciudad puede ser más competitivo; capacidad de planificación técnica del sector público; capacidad estratégica del sector público, o sea, de llevar a cabo el proyecto; tamaño de los proyectos de infraestructura en que se embarca el país y que éstos contribuyan a la competitividad; capacidad de liderazgo en las políticas y financiamiento para que los proyectos se completen; desempeño de largo plazo de los proyectos; la existen- cia de fuertes empresas locales de ingeniería, abasteci- miento y construcción (EPC por sus siglas en inglés); y la presencia de inversionistas institucionales locales, como fondos de pensiones, que ayuden a financiar los proyectos con un horizonte de largo plazo.
En la Tabla 1.2 se muestra la calificación general obteni- da por cada uno de los países de la región, y su posición dentro de los 23 países incluidos en el análisis. Se mues- tra además la calificación obtenida en algunos de los subsectores de la infraestructura más relevantes, así como su respectiva calificación en ese rubro particular.
18 Oficina del Economista Jefe, BCIE, Tendencias y Perspectivas Económicas de Centroamérica y República Dominicana, mayo 2008. 19 Foro Económico Mundial. http://www.weforum.org/pdf/gcr/2008/rankings.pdf 20 Fitch Afirma Calificaciones de Costa Rica; Perspectiva Estable, 12 Feb 2009 12:29 PM (EST) 21 Central Intelligence Agency – The World Fact Book, https://www.cia.gov/library/publications/the-world-factbook/countrylisting.html#u 22 América Economía, 30 noviembre 2008. Se busca un modelo. http://www.americaeconomia.com/187067-Se-busca-un- modelo.note.aspx
18
Panamá presenta la calificación más alta en la región en la calificación general, y además sobresale en las valoraciones
Teniendo en cuenta que el tema medular de este documento es el de la energía como disparador de desarrollo, se con- sideró apropiado cuantificar entonces las relaciones entre el grado de cobertura en el servicio eléctrico y el consumo de energía por habitante, por un lado, y algunos indicadores de desarrollo seleccionados, que se muestran en la tabla 1.3. Para tal efecto, se realizó un análisis de correlación con datos de los 6 países de la región.
23 Cálculos propios sobre datos de CEPAL
A continuación se presentan algunos de los índices sometidos al análisis, y los coeficientes de correlación resultantes:
Los cálculos anteriores permiten concluir que hay una correlación clara entre el grado de cobertura eléctrica y el con- sumo de electricidad, por un lado, y algunos indicadores de desarrollo seleccionados. Permiten también concluir que el bajo consumo de electricidad está asociado a una mayor población rural.
Ag
19
1.10. Conclusiones Con una extensión de 75,520 kilómetros cuadrados, Panamá presenta características geográficas muy particulares. Se distingue por ser un país largo (770 kilómetros entre la frontera con Costa Rica y la frontera con Colombia), y angosto (50 kilómetros en su parte más estrecha). Y con apenas 3.4 millones de habitantes es el país menos densamente poblado de la región (45 habitantes por kilómetro cuadrado). Al asociar esa baja densidad de población con la baja proporción de po-
blación rural (37.4%) se puede concluir que la población está bastante concentrada alrededor de sus ciudades principales, casi todas ellas ubicadas en el lado Pacífico.
Tiene una economía dinámica, que ha venido creciendo más vigorosamente que cualquier otro país en la región. Después de varios años creciendo a ritmos de 7% y 8%, alcanzó un crecimiento record superior al 11% en 2007. A pesar de la crisis financiera internacional, en 2008 mostró un crecimiento superior al 9%. No sorprende en- tonces que el ingreso por habi-tante sea también el más alto de la región, alcanzando US$6,823 en ese mismo año.
Es procedente reseñar en este contexto el análisis que ofrece el Informe Estado de la Región en Desarrollo Hu- mano Sostenible 2008 sobre los modelos de inserción a la economía internacional que coexisten en Centroamé- rica. Según dicha fuente, el caso de Panamá se ajusta a un modelo que se caracteriza por: a) una inserción internacional basada en una mayor incorporación tec- nológica, principalmente asociada o los servicios, b) no hay altos volúmenes de “exportación de personas” ni flujos de remesas, c) una mayor capacidad de atracción de inversión extranjera directa, d) un alto nivel de ex- portaciones orientadas a mercados extra regionales, y e) resultados económicos y sociales intermedios. En el caso de Panamá, este modelo se apoya en el desar- rollo de un centro logístico (transporte, comunicaciones, finanzas) internacional, que aprovecha las ventajas de localización regional y de una infraes-tructura logística sin competidores a la vista en el corto y el mediano pla- zo.24
Del párrafo anterior se puede inferir que el ambiente de inversión y negocios en Panamá es favorable. Esto tam- bién queda confirmado por su calificación en el índice de competitividad y por su calificación de riesgo país. En estos dos últimos indicadores supera a todos los otros países de la región.
Resulta también relevante comentar que Panamá ha al- canzado niveles altos de cobertura eléctrica (87.8%) y de consumo eléctrico (1,830 kwh/cápita/año), que han contribuido a su desarrollo económico.25
24 Informe Estado de la Región 2008. Capítulo 13 El dilema estratégico de la inserción ventajosa en la economía internacional. http://www.estadonacion.or.cr/estadore- gion2008/regional2008/paginas/indice.html 25 CEPAL Istmo Centroamericano – Estadísticas del Subsector Eléctrico (Datos actualizados 2007)
20
2. EL MERCADO ELÉCTRICO DE PANAMÁ Y LA ENERGÍA RENOVABLE. - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Fuente: CEPAL - Istmo Centroamericano. Estadísticas del Subsector Eléctrico (Datos acualizados a 2008) (Preliminar) Los datos de pérdidas hasta 2005 se tomaron del documento Indicadores del Sector Eléctrico de Panamá (1970-2005). elaborado por Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) El dato de pérdidas totales de 2005 proviene de CEPAL.
Este capítulo inicia con un análisis del mercado eléc- trico panameño, a partir de cifras y estadísticas dis- ponibles en medios públicos. Se analiza el tamaño, la composición y la evolución de la matriz de generación, así como el aporte que ha hecho cada una de las dis- tintas tecnologías presentes en el mercado. Se valora la participación de la energía renovable, tanto desde el punto de capacidad instalada como de producción. Como elemento importante de este análisis, se enfoca el progreso habido en la cobertura eléctrica, que a fin de cuentas es uno de los factores de desarrollo más relevantes. Se establece la evolución de la generación pública y privada, que se ha dado como resultado de las
reformas al marco legal que regula al sector. También se identifican los actores en cada uno de los segmentos de mercado. Siempre dentro de la primera sección se in- cluyen las proyecciones de la demanda y de la oferta, comprendidas dentro del Plan de Expansión de Genera- ción, elaboradas por la autoridad competente.
En la segunda sección de este capítulo se detallan las leyes y normas principales que rigen el sector eléctrico, y se presentan los aspectos más relevantes de ellas. Así mismo, se ilustra la organización del sector eléctrico, y hace referencia al papel que cumplen el rector y el regu- lador.
5.68 3,176
559
Población total (millones) Generación total (2008) GWh Uso de energía (KWh / cápita)
Cobertura eléctrica
Evolución reciente de la capacidad instalada (MW) Hidro Vapor Diesel
Gas Total
Evolución reciente de la generación neta (GWh) Hidro Vapor Diesel
Gas Total
Generación neta pública (GWh) Generación neta privada (GWh) Generación neta privada (%)
Pérdidas del sistema Técnicas
26 CEPAL - Istmo Centroamericano. Estadísticas del Subsector Eléctrico (Datos actualizados a 2008) (Preliminar)
A continuación, en la tercera sección, se explica el fun- cionamiento del mercado eléctrico, incluyendo concep- tos como nivel de apertura, segmentos del mercado (mayorista y de ocasión), administración y despacho.
Se presenta una cuarta sección que describe los trámites y permisos requeridos para la instalación de centrales de generación renovables.
Este capítulo cierra con conclusiones relativas al mer- cado eléctrico, particularmente a la participación de proyectos renovables de hasta 10 MW.
2.1 Estadísticas y tendencias del Sector Eléctrico de Panamá. A partir de las reformas del sector eléctrico en el año 1997, el mercado panameño se ha caracterizado por un alto grado de participación privada en los sectores de generación y distribución. Las cifras de CEPAL refle- jan que el 90% de la generación proviene de empresas privadas. Dicha cifra no refleja, sin embargo, la partici- pación accionaria del Estado en empresas tales como Empresa de Generación Eléctrica Fortuna, S.A.
El incremento en capacidad instalada a partir del año 1995 se ha dado tanto por la incorporación de plantas térmicas como de plantas renovables, logrando que la generación a base de energías renovables se mantenga en una proporción alto, y mayor a la de otros países de la región (de 69.6% en 1995 a 62.3% en 2008). En el año 2008 el parque de generación panameño está confor- mado por 24 centrales, 13 hidroeléctricas y 11 térmicas, con una capacidad instalada de 1.697 MW, sirviendo esta potencia una demanda máxima de 1.064 MW. Es importante señalar que en Panamá todas las centrales eléctricas renovables son hidroeléctricas. No hay en este país centrales eólicas, geotérmicas o biomásicas. A partir de 1995, la cobertura eléctrica ha aumentado de un 77% a un 88%.
En el sector de generación hay dos actores predomi- nantes: AES Panamá (privada), y Empresa de Genera- ción Eléctrica Fortuna (de capital mixto), con 31% y 30% respectivamente de la generación total en el 2008.
Participan en la generación 2 centrales hidroeléctricas con capacidades menores a 10 MW, las cuales suman 3.4 MW26
El Sistema de Transmisión está integrado por la infraes- tructura de transporte– líneas, subestaciones, operando básicamente en dos niveles de voltaje: 230/115 kV. En
la transmisión de electricidad participa únicamente la estatal Empresa de Transmisión Eléctrica SA (ETESA). De acuerdo con la información del plan de expansión de la transmisión 2006-2020, ETESA opera una red de 1.126 km.
El Sistema de Distribución está integrado por la infraes- tructura de distribución–líneas, subestaciones y las re- des de distribución que opera en tensiones menores a 115 kV y que en el 2007 distribuyeron 5874 GWh. En la distribución participan las siguientes tres empresas pri- vadas: Empresa de Distribución Eléctrica Metro - Oeste SA (EDEMET), Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí SA (EDECHI) y Elektra Noreste SA. Como grandes usuarios existen 4 empresas que consumieron 53 GWh en ese año. ELEKTRA representó en 2007 un 42% del mercado mayorista, mientras que EDEMET y EDECHI, ambas asociadas a Unión Fenosa, representaron un 49%.
22
Fuente: CEPAL, sobre la base de cifras oficiales. Notas : Cifras preliminares.
23
Para atender la demanda futura, ETESA elaboró el Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2006- 202027, en el que se contemplan los pronósticos de de- manda máxima que aparecen en la Figura 2.1. El escenario moderado de esta proyección refleja un crecimiento anual en la potencia del 4.6%. Estas proyecciones superan lige- ramente el crecimiento observado en la demanda máxima entre el año 2000 y el año 2008, el cual ha sido de 4.0%.
Con base en esa proyección de demanda, la ETESA elaboró un Plan de Expansión de la Generación (PEG) indicativo para el período 2008-2022, el cual se resume en la Tabla 2.2. Dicho plan se caracteriza por una combinación de proyec- tos hidroeléctricos (principalmente en los primeros años) y plantas de gas natural, tanto ciclos combinados como turbi- nas de gas. Se cotejaron los nombres de los proyectos para los años 2007 a 2009 con las listas de proyectos de ANAM.
Salvo el proyecto Concepción, que no fue identificado en dichas listas, todos los demás están en construcción. También es importante destacar que en este PEG se con- templan 4 centrales hidroeléctricas de hasta 10 MW de po- tencia.
Aparte de los proyectos contemplados en el PEG, la ANAM identifica una cantidad importante de proyectos renova- bles de diferentes tamaños28.
Para poner en contexto las implicaciones del PEG, se ana- lizó el balance entre energía térmica y renovable que tendría el país en el año 2015 con relación a 2008. Dicho análisis permite concluir que, de ejecutarse el PEG en los términos aquí planteados, la participación de las renova- bles (en términos de capacidad instalada) habrá bajado de un 51.2% a un 44.5%.
27 http://www.etesa.com.pa/sp/ExpansionFrm.htm, página 157. 28 http://www.anam.gob.pa/joomla/images/stories/documentos_CC/Portafolio_Proyectos_MDL_Panama.pdf
24
29 Centro Nacional de Despacho: http://www.cnd.com.pa/ley6.htm 30 Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. http://www.cnd.com.pa/decreto22.htm 31 Autoridad Nacional de los Servicios Públicos http://www.asep.gob.pa/default.asp 32 ASEP. http://www.asep.gob.pa/electric/Anexos/ANEXO_AN_203.pdf 33 ANAM http://www.anam.gob.pa/joomla/images/stories/documentos_legal/ Ley_No_45_de_4_de_agosto_de_2004.pdf 34 Artículo 74.
2.2 Marco normativo, regulatorio e institucional del sector eléctrico. El marco legal con el cual se rige el subsector eléctrico se basa en la siguiente normativa: • Ley N°6: Por la cual se dicta el Marco Regulatorio e
Institucional para la Prestación del Servicio Público de Electricidad, del 3 de febrero de 1997.29
• Decreto Ejecutivo N° 22 del 19 de junio de 1998, por el cual se reglamenta la Ley No. 6 30
• Decreto Ley N°10, del 22 de febrero de 2006, me- diante el cual reorganiza el Ente Regulador de los Servicios Públicos bajo el nombre de Autoridad Nacional de los Servicios Públicos.31
• Resolución JD-3460 de 19 de agosto de 2002: Pro- cedimiento para otorgar concesiones de genera- ción 32
• Ley N°45. (4 de agosto del 2004): Régimen de incen- tivos para el fomento de sistemas de generación hi- droeléctrica y de otras fuentes nuevas, renovables y limpias33.
La Ley 6, de febrero de 1997 antes citada, es la ley fun- damental en materia de electricidad, y establece los siguientes aspectos principales: • Define como funciones del Estado el garantizar
acceso, cobertura y calidad del servicio, garantizar libertad de competencia, establecer el régimen tari- fario de las actividades en las cuales no haya com-
petencia, y proteger el ambiente. • Mediante la reestructuración del Instituto de Recur-
sos Hidráulicos y Electrificación (IRHE), se separan las actividades de generación, transmisión y dis- tribución.
• Crea la Comisión de Política Energética con la finali- dad de formular políticas (ente rector).
• Define las responsabilidades del ente regulador (hoy en día ASEP).
• Establece que la Empresa de Transmisión será 100% propiedad del Estado. Le asigna a ésta la responsa- bilidad de preparar los planes de expansión a la em- presa de transmisión.
• El Centro Nacional de Despacho, dependencia de la Empresa de Transmisión, será la responsable de la operación integrada del servicio público. La ope- ración del sistema contempla también la adminis- tración del mercado de contratos y del mercado ocasional. Establece el orden en que se efectuará el despacho34, el cual se efectuará en orden ascen- dente de costo variable.
• La compra de energía es una actividad con precios no regulados. Están regulados los precios de trans- misión, distribución y de venta a cliente final.
• Los agentes de mercado pueden importar o expor- tar energía.
• Define criterios para la contratación por parte de las distribuidoras del suministro de energía, mediante
25
libre concurrencia que cumpla con los parámetros del Ente Regulador.
• Indica que se requerirán concesiones para la cons- trucción y explotación de plantas de generación hidroeléctricas y geotermoeléctricas. Establece en un término no mayor a 50 años la vigencia de esas concesiones.
• Concede a las energías renovables una preferencia de 5% en el precio evaluado en cada uno de los con- cursos y licitaciones que efectúen las distribuidoras para la compra de energía y potencia.35
Los incentivos que se le otorgan a los generadores de energía a base de fuentes renovables, que esta- blece la Ley N°45 de agosto del 2004, se resumen de la siguiente manera: • Para la definición de los incentivos se clasifican
las centrales a base de energía renovable en las siguientes categorías:
Sistemas de centrales o centrales hidroeléctricas de hasta 10 MW. Sistemas de centrales o centrales hidroeléctricas con capacidad de entre 10 y 20 MW. Sistemas de centrales geotermoeléctricas, inde- pendientemente de su capacidad. Sistemas de centrales de otras fuentes renova- bles, independientemente de su capacidad.
• A partir del sexto año de la entrada en vigencia de esta Ley, el otorgamiento de las concesiones relati- vas a la generación hidroeléctrica no estará sujeto
35 Artículo 155.
al requisito de concurrencia. Dichas concesiones se otorgarán mediante resolución motivada del Ente Regulador.
• Las centrales hidroeléctricas de hasta 10 MW y las de otras fuentes renovables podrán realizar con- tratos de compra venta directa con las distribuido- ras, sin el requisito de libre concurrencia, siempre y cuando exista capacidad de contratación por parte de la distribuidora de acuerdo con su obligación de contratar, y que la generación propia y las com- pras directas no excedan el límite del 15% de la demanda máxima en el área de concesión de la distribuidora.
• Las centrales de cualquier fuente renovable de hasta 10 MW no estarán sujetas a ningún cargo por distribución ni transmisión. Las centrales de fuente renovable de hasta 20 MW gozarán del mismo beneficio por los primeros 10 MW de capacidad instalada.
• Exoneración de impuestos y gravámenes asociados al a importación de equipos y materiales necesarios para la construcción, operación y mantenimiento.
• Se establecen también un incentivo de hasta el 25% de la inversión directa, asociado a la reducción de toneladas de emisión de dióxido de carbono, el cual podrá ser aplicado al Impuesto Sobre la Renta durante los primeros 10 años después de inicio de operación.
La Figura siguiente ilustra la estructura básica y las funciones de las principales instituciones o actores presentes en el Sector Eléctrico de Panamá.
26
Mediante la Ley 6 de 1997, se creó la Comisión de Política Energética (COPE/MEF) adscrita al Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) quien es la encargada de establecer la política y la estrategia en el sector energético ejerciendo la posición de rector.
Las funciones de la Comisión son las siguientes: 1. Estudiar y analizar opciones de política nacional en
materia de electricidad, hidrocarburos, uso racio- nal de energía, y el aprovechamiento integral de los recursos naturales y de la totalidad de las fuentes energéticas del país, en concordancia con los planes generales de desarrollo.
2. Identificar las acciones necesarias para el suministro y consumo de recursos energéticos de manera con- fiable y económica.
3. Identificar y pronosticar los requerimientos energé- ticos de la población y de los agentes económicos del país, con base en proyecciones de demanda hechas por los agentes operativos de cada subsec- tor energético.
4. Proponer la manera de satisfacer dichos requeri- mientos teniendo en cuenta los recursos energéti- cos existentes, según criterios sociales, económicos, tecnológicos y ambientales.
5. Recomendar al Órgano Ejecutivo las políticas para la determinación de los precios de los energéticos.
6. Evaluar la conveniencia social y económica del desarrollo de fuentes y usos energéticos no convencionales.
7. Realizar diagnósticos que permitan la formulación de planes y programas del sector energético.
8. Establecer la metodología y procedimientos que permitan evaluar la oferta y demanda de recur- sos energéticos, y determinar las prioridades para satisfacer tales requerimientos.
9. Establecer programas de ahorro y uso racional de energía.
10. Coordinar los planes de expansión e inversión de los proyectos energéticos.
11. Vigilar la adecuada consideración de los aspectos sociales y ambientales relacionados con la protec- ción de los recursos naturales y del ambiente en las actividades energéticas, señalados por la autoridad ambiental competente.
12. Asesorar al Órgano Ejecutivo sobre la convenien- cia de suscribir convenios internacionales sobre energía.
13. Informar de sus planes y políticas a los organismos del gobierno, empresas del sector, organismos fi- nancieros, inversionistas, nacionales o extranjeros, y a los consumidores.
14. Mantener relaciones con los organismos similares de otros países.
15. Mantener estrecha coordinación con las autori- dades competentes de cada subsector energético,
para el buen funcionamiento del sector energía. 16. Celebrar contratos y formalizar todos los instrumen-
tos relativos a su administración, necesarios para el cumplimiento de sus objetivos.
17. Realizar todos los actos y operaciones necesarios para cumplir los objetivos establecidos en esta Ley.
El Ente Regulador de los Servicios Públicos de Panamá se crea mediante la Ley 26 de 1996 y se reestructura mediante el Decreto No. 10 de 22 de febrero de 2006, bajo el nombre de Autoridad Nacional de los Servi- cios Públicos (ASEP), como organismo autónomo del Estado. La ASEP actúa con independencia en el ejerci- cio de sus funciones y está sujeta a la fiscalización de la Contraloría General de la República. Ejerce el poder de regular y controlar la prestación de los servicios públicos de abastecimiento de agua potable, alcantari- llado sanitario, electricidad, telecomunicaciones, radio y televisión, así como la transmisión y distribución de gas natural; garantizando a los ciudadanos la prestación efi- ciente de los servicios públicos adecuados, eficientes, confiables, ambientalmente seguros, a precios justos y razonables, así como el cumplimiento de los niveles de calidad de los mismos, en los aspectos técnicos, comer- ciales, legales y ambientales. Definidas por la Ley No. 6 del 3 de febrero de 1997, las funciones que se le asignan son las siguientes:
1. Regular el ejercicio de las actividades del sector de energía eléctrica, para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, am- bientales y de viabilidad financiera; así como propi- ciar la competencia.
2. Establecer los requisitos generales a los que deben someterse las empresas de servicios públicos de electricidad para acceder y hacer uso de las redes de servicio público de transmisión y distribución.
3. Establecer los criterios, metodologías y fórmulas para la fijación de las tarifas de los servicios públi- cos de electricidad, en los casos en que no haya libre competencia. Esto incluye la aprobación y supervisión de las tarifas de venta para el servicio público de electricidad.
4. Expedir regulaciones específicas para la autogene- ración y cogeneración de electricidad que se conecte a la red de servicio público.
5. Establecer criterios y procedimientos para los con- tratos de ventas garantizada de energía y potencia, entre los prestadores del servicio y entre éstos y los grandes clientes, de forma que se promueva la li- bre concurrencia, cuando proceda, y la compra de energía en condiciones económicas.
6. Aprobar el Reglamento de Operación para realizar la operación integrada del sistema interconectado nacional, así como para normar los sistemas de me-
27
de importaciones. • Contratación obligada del 100% de la potencia fir-
me.
En el mercado de contratos, a través de un instrumen- to contractual, los agentes de mercado pactan entre ellos los plazos, cantidades y precios de la electrici- dad. El grueso de las transacciones en el mercado de contratos se da entre generadores y distribuidoras. Sin embargo, también participan grandes clientes y comercializadores.
En el mercado ocasional o mercado “spot” se saldan las diferencias entre los contratos y la generación real de cada planta. De esta forma si un generador no produ- jo la totalidad de la energía contratada, debe comprar la porción no generada en el mercado ocasional para cumplir con su contrato. Por otra parte, si produjo la energía para cumplir el contrato y tuvo un excedente, lo puede colocar en el mercado ocasional. Se aplica el criterio de despacho económico por costos variables crecientes de generación.
El mercado de contratos representó en el año 2008 un 72.7% de todas las transacciones en el mercado mayo- rista. El restante 26.3% corresponde al mercado de ocasión.
Para adicionar nueva generación, las distribuidoras deben licitar la cobertura del 100% de la demanda de sus clientes regulados con potencia firme, la cual la realizan mediante actos públicos. Lo anterior significa que los usuarios finales pagarían como componente de generación la suma de los contratos licitados que le proporcionan estabilidad a los precios, y no los ex- pone a la volatilidad de los precios del mercado oca- sional de corto plazo. Deben anunciar sus licitaciones con al menos dos años de antelación en condiciones normales, y preferiblemente 3 a 4 años de antelación para permitir la entrada de nuevos generadores con plantas nuevas cuyo período de construcción sea mayor y así aumentar la competencia en el mercado. En el mercado ocasional es donde se saldan las diferencias entre lo dispuesto en los contratos y la generación real de cada planta.
Las empresas de distribución eléctrica son las que pre- paran los pliegos de licitación, que deben cumplir con los criterios del Ente Regulador y ser aprobados por éste, previo a realizar la invitación para el concurso. El Ente Regulador puede autorizar los plazos de contratación hasta por 10 años. Los excedentes de potencia y/o en- ergía se comercializan en el mercado de oportunidad.
dida asociados al despacho de los contratos y de las transferencias de energía en bloque.
7. Aplicar sanciones a los infractores en el campo normativo de su competencia.
8. Otorgar las concesiones y licencias a que se refiere la Ley.
9. Autorizar el uso, adquisición de bienes inmuebles y constitución de servidumbres a que se refiere la Ley.
10. Emitir concepto sobre las solicitudes de concesión de uso de agua para generación hidroeléctrica, a fin de evitar la subutilización del recurso.
2.3 Funcionamiento del mercado eléctrico de Panamá En Panamá, son agentes del mercado eléctrico las em- presas generadoras, cogeneradoras, autogeneradoras, transportistas, distribuidoras, los grandes clientes y las interconexiones internacionales. La Ley 6 establece las siguientes definiciones: a.) generadores son aque- llos que producen energía eléctrica para ser comer- cializada, b.) autogeneradores aquellos que producen y consume energía eléctrica en un mismo sitio para atender su propio consumo y que no usa, comercializa o transporta su energía con terceros, pero que puede vender excedentes a la empresa de transmisión y a otros agentes del mercado, y c.) cogeneradores aquellos que producen energía eléctrica como subproducto de un proceso industrial y cuya finalidad primaria es producir bienes o servicio distintos a energía eléctrica pero que pueden vender energía a la empresa de transmisión y a otros agentes del mercado. Se considera gran cliente o gran consumidor demanda máxima mensual es igual o mayor a 100 KW36
El mercado mayorista de electricidad, que incluye el Mercado de Contratos y el Mercado Ocasional, cons- tituye el mecanismo de compra venta de energía y/o potencia entre los agentes de mercado37.
El modelo de mercado establece competencia plena al mayoreo en la producción de energía eléctrica. Los dis- tribuidores y los grandes consumidores pueden hacer compras directas a los agentes productores mientras que los distribuidores mantienen un mercado cau- tivo compuesto por los usuarios finales en su zona de concesión.
El mercado mayorista presenta las siguientes particu- laridades: • Basado en costos. • Libre acceso a sistemas de transmisión y distribu-
ción, pagando el peaje correspondiente. • Competencia en generación. • Despacho económico, se optimizan costos varia-
bles, valor del agua, precios de contratos y precios
36 http://www.mef.gob.pa/Cope/ 37 Idem
28
La operación integrada del despacho de carga la ejerce el Centro Nacional de Despacho (CND), que es una de- pendencia de la Empresa de Transmisión Eléctrica, S. A. (ETESA) sin fines de lucro. El CND esa además responsa- ble de la coordinación de las operaciones y las transac- ciones que se dan entre los participantes del Mercado Mayorista de Electricidad, procurando asegurar las con- diciones de libre competencia en un ambiente de mer- cado a través de la aplicación de las normas.
Sus principales funciones son: 1. Planificar la operación de los recursos de genera-
ción, transmisión e interconexiones internaciona- les en el sistema interconectado nacional, teniendo como objetivo una operación segura, confiable y económica.
2. Ejercer la coordinación, supervisión, control y análi- sis de la operación de los recursos de generación y transmisión, incluyendo las interconexiones inter- nacionales.
3. Determinar y valorizar los intercambios de energía y potencia, resultantes de la operación integrada de los recursos de generación y transmisión del siste- ma interconectado nacional.
4. Coordinar la programación del mantenimiento de las centrales de generación y de las líneas de trans- misión en el sistema interconectado nacional.
5. Aplicar e interpretar el Reglamento de Operación e informar, al Ente Regulador, acerca de las viola- ciones o conductas contrarias al Reglamento.
6. Llevar el registro de fallas. 7. Administrar el despacho del mercado de contratos
en el que participen los agentes del mercado. 8. Las demás atribuciones que le confieran la presente
Ley y sus reglamentos.
2.4 Trámites y permisos requeridos para el otorgamiento de permisos de instalación de plantas de generación. Los trámites requeridos para lograr los permisos de instalación de una planta de generación de energía re- novable en Panamá son los siguientes:
• Presentación de solicitud de concesión de gene- ración ante la Autoridad Nacional de los Servi- cios Públicos (ASEP). Formulario E 150 para cen- trales hidroeléctricas, E180 para centrales eólicas. Requiere de presentación de ficha técnica, mapa ubicando cauce, cronograma, y el pago de una fianza de US$1000 MW.
• Si la solicitud de concesión es aprobada por ASEP, ésta hace una publicación sacando a concurso
la solicitud. Presentación de ofertas en sobre cerrado, no es subasta. Se lo gana el que haga la mejor oferta económica. Puede ganarlo otra empre- sa diferente a la que lo presentó. Este concurso es un procedimiento nuevo, que rige a partir de 2007.
• La ASEP se lo pasa a la Autoridad Nacional del Medio Ambiente (ANAM), para declaratoria de conducencia.
• Cuando la ANAM ha declarado la conducencia, el desarrollador tiene que cumplir con los siguientes pasos:
• EIA aprobado por y autenticado por ANAM • Foro público • Contrato de concesión de uso por ANAM,
refrendado por Contraloría.
• Contrato de generación firmado con ASEP, y refren- dado por la Contraloría.
• Inicio de construcción dentro de un plazo de 24 me- ses. Dentro de esos 24 meses debe resolver todos los aspectos de diseño, financiamiento, trámite de permisos de construcción con municipio, trámite de interconexión.
Para ver con mayor detalle el trámite de concesiones y licencias en la ASEP, diríjase a la pestaña denominada “Concesiones y Licencias” del siguiente enlace: http:// www.asep.gob.pa/default.asp
Para ver con mayor detalle el trámite de Evaluación de Impacto Ambiental, diríjase al siguiente enlace: http:// www.anam.gob.pa/joomla/index.php?option=com_ wrapper&view=wrapper&Itemid=70, a las pestañas so- bre estudios de impacto ambiental.
En opinión de personas relacionadas al sector de gene- ración, el trámite de licencias y permisos para proyectos de pequeña escala en Panamá puede tomar de 3 años.
2.5 Conclusiones. La reforma eléctrica de los años noventa que abrió el mercado y permitió la participación de los actores priva- dos ha tenido éxito desde el punto de vista del avance en el nivel de cobertura eléctrica, que pasó de un 73 % en el año 1990 a un 88 % 2007, y de la adición de ca- pacidad al sistema con más de 800 MW instalados del año 1990 al 2008. Este avance ha contado con una par- ticipación de fuentes térmicas y renovables, con una mayor presencia de las primeras al pasar la generación térmica de 16 % en 1990 al 38 % en el 2008. Queda
29
pendiente, como tarea de política pública, mantener y aumentar la promoción de los recursos renovables.
Los incentivos fiscales definidos en la legislación pana- meña apoyan el desarrollo de la energía renovable:
a.) las centrales hidroeléctricas de hasta 10 MW y las de otras fuentes renovables podrán realizar contratos de compra venta directa con las distribuidoras sin el req- uisito de libre concurrencia siempre y cuando exista capacidad de contratación por parte de la distribuido- ra, b.) la potencia por hasta 10 MW de las centrales de cualquier fuente renovable no estará sujeta a ningún cargo por distribución ni transmisión, c.) se exonerarán de impuestos y gravámenes asociados al a importación de equipos y materiales necesarios para la construc- ción, operación y mantenimiento. A pesar de estos in- centivos, hace falta una mayor participación de plantas pequeñas en el sector eléctrico de ese país. Con base en la estadística de CEPAL, actualmente solo hay dos plan- tas renovables menores a 10 MW. Sin embargo, de las listas de licenciamiento y concesión se aprecia un gran interés por parte de proyectos renovables ubicados en este rango.
El plan de expansión de la generación PEG elaborado por ETESA contempla plantas tanto plantas hidráulicas como térmicas. Sin embargo, de cumplirse dicho PEG en los términos planteados, la participación de las renova- bles (en términos de capacidad instalada) habrá bajado de un 51.2% en 2008 a un 44.5% en 2015.
El mercado de electricidad requiere la adquisición de algunas destrezas, tanto para su ingreso como para la colocación corriente de energía en la red. La adquisición de estas capacidades ha hecho que los productores tiendan a agruparse en asociaciones y/o cámaras em- presariales que les permitan, no solo la defensa de sus intereses sino también el conocimiento para entran y mantenerse en el mercado. Este punto es especialmente importante para proyectos renovables pequeños cuyos presupuestos de operación y mantenimiento no les per- miten tener personal altamente capacitado en todos los campos del mercado eléctrico. En Panamá para los proyectos renovables este papel de apoyo lo efectúa la Asociación de Panameña de Productores de Energía Renovable (APPER). Este apoyo es importante pues aunque los desarrolladores pequeños pueden colocar su energía con una distribuidora, pueden tener dificul- tades y asimetrías en la negociación de sus contratos.
Hay que agregar, además, que a pesar de percibir el esquema de participación en el mercado panameño como de carácter ordenado, existen quejas de que los procesos de trámites y licencias se pueden volver muy lentos por efecto del trámite y de la burocracia.
30
38 Fuente: EREC/Greenpeace. Energy ®evolution: a Sustainable Energy Outlook. Enero, 2007.
3. COSTOS DE GENERACIÓN Y PRECIOS DE LA ENERGÍA EN PANAMÁ - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
El objetivo del presente capítulo es el de presentar una perspectiva sobre los principales temas que acotan las relaciones existentes entre costos de generación de proyectos de energía renovable en las escalas de hasta los 10 MW y los esquemas de precios existentes en el mercado eléctrico del país.
Se presenta en forma secuencial una prospectiva rea- lizada sobre las tendencias globales de la generación de energía renovable a nivel internacional, seguida por una presentación de estructuras de costos de proyec- tos de energía renovable en el país (basado en el uso de factores tipo “benchmark” junto con valoraciones nacionales específicas), que permiten obtener tenden- cias comparativas de los costos de generación de los proyectos de energía renovable vs. proyectos de gene- ración térmica. Posteriormente se presenta información referente a los distintos precios con los cuales se opera en el sistema eléctrico del país, notándose las particu- laridades de la arquitectura de mercado específica que permite ahondar sobre los impactos que tiene el mer- cado y sus comportamientos sobre la estructuración de pequeños proyectos de energía renovable.
3.1. La generación eléctrica renovable: costos asociados y comparativos con otras tecnologías de generación
3.1.1. Tendencias internacionales de costos de generación eléctrica38
La presente sección contribuye a poner en perspectiva las tendencias de costos de generación de diversas tec- nologías tanto renovables así como no renovables con la intención de presentar al lector un mapa de situación internacional sobre los costos de generación de elec- tricidad que sirva a poner en perspectiva las siguientes secciones relativas a costos de generación en cada uno de los países de la región.
En relación a tecnologías de generación fósil, a nivel in- ternacional se manejas diversas tendencias tecnológi- cas que se presentan en la Tabla 3.1. La tabla incluye tendencias de información sobre generadores a base de carbón, combustible petrolero líquido y ciclos combina- dos de gas.
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La Figura 3.1 presenta las tendencias actuales ob- servadas para distintas tecnologías de generación renovable observadas en Europa, mostrándose en el diagrama el rango que puede llegar a tener el costo de generación eléctrica tomando en cuenta las diversas condiciones de recursos disponibles para la generación así como el valor promedio de la tecnología.
39 Léase en las coordenadas verticales de arriba hacia abajo lo siguiente: hidro nueva instalación, hidro modernización, hidro planta depreciada, viento tierra adentro, viento en plataforma marina, planta dendroenergética, planta cogeneradora dendroenergética, microcogeneradora de biogás, gasificación dentroenergética, geotermia, planta de generación solar de concentración. 40 Léase de arriba hacia abajo: energía mareomotriz, planta de concentración solar sin almacenamiento, fotovoltaico, geotermia, viento, cogeneración de biomasa, gene- ración eléctrica de biomasa. 41 Léase de arriba hacia abajo: energía mareomotriz, hidro, viento, planta de concentración solar sin almacena miento, planta de concentración solar con almacenamiento, fotovoltaica, ciclo combinado de gas.
La Figura 3.2 presenta las expectativas internacionales de costos de inversión de tecnologías renovables en desarrollo actual normalizándolas a un porcentaje relativo esperado con respecto a los costos actuales observados y en función de los próximos años.
La Figura 3.3 presenta curvas previstas de aprendizaje de costos de inversión en US$/KW instalado para diversas tecnologías renovables en el mundo.
FIG. 3.1 Rangos de costos de generación eléctrica de tecnologías renovables a nivel internacional
40
FIG. 3.3 Desarrollo futuro de costos de inversión de tecnologías renovables (normalizado a costos actuales)
1000
$/ KW
2000
3000
4000
5000
6000
OCEAN ENERGY
CONCENTRATED SOLAR POWER WITH STORAGE
PV
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3.1.2. Costos de generación para tecnologías eléctricas renovables en el contexto de Panamá El objetivo de este análisis es presentar las tendencias actuales de los costos de producción de energía para diferentes tecnologías “viables” en Panamá. El análisis realizado se enfoca en centrales de energía renovable en plantas de hasta 10 MW y para las tecnologías de ge- neración con combustibles fósiles en escalas normales para cada tecnología. Los tipos de tecnologías detecta- das como viables para la región centroamericana por su tamaño y aplicabilidad son: hidroelectricidad, geo- térmica, eólica como tecnologías renovables; y turbinas de gas, ciclo combinado, motores de media velocidad y generación con carbón como tecnologías fósiles.
Enfoque de análisis de costos de generación en Panamá. El enfoque utilizado se basa en un análisis de costos de producción de energía para las diferentes tecnologías disponibles o potencialmente disponibles (tanto reno- vables como no renovables) en Panamá observando los siguientes pasos: 1. Se realizó el análisis considerando centrales eléc-
tricas con potencias modulares para cada tec- nología.
2. Aún cuando las simulaciones realizadas se basan en el establecimiento de proformas de proyecto para las tecnologías y escalas representadas, los resulta- dos se presentan en una base por KW instalado.
3. Se consideran los elementos aplicables de la Ley de Impuesto sobre la Renta de Panamá.
4. Se consideran los elementos de la ley de incentivos de generación a partir de energías renovables.
5. Se estimaron los costos de operación, manteni- miento, seguros y administración para cada tec-
nología, con base en la experiencia del equipo consultor y otras fuentes disponibles, como por ejemplo datos presentes en los planes de expansión e información sectorial.
6. Se considera el costo de oportunidad del dinero bajo el modelo denominado Capital Asset Pricing Model (CAPM) para determinar la tasa de retorno esperada por parte de desarrolladores de proyectos de tipo privado.
7. Se desarrolla, para cada tecnología viable, corridas financieras utilizando un modelo preexistente de simulación financiera de proyectos de generación eléctrica, cuyo criterio es lograr un balance entre los ingresos, gastos y rentabilidad esperada del capital accionario bajo distintos escenarios de costos de in- versión, factor de planta y costos de combustibles (cuando sean aplicables).
8. Los resultados son trasladados a una tabla resumen por tecnología, para observar el rango de precios según la variación de costo de inversión, factor de planta y precios de combustibles, este último cuan- do lo amerite; de la misma manera que se presen- tan figuras que permiten realizar comparaciones en el contexto de otras secciones de este estudio de mercado.
9. Comparación de resultados y tendencias para el país.
Premisas utilizadas para el análisis realizado: La realización de este tipo de análisis requiere estable- cer diferentes tipos de premisas notándose que existen algunas de esas premisas que son comunes y otras que son específicas a las tecnologías consideradas.
Las premisas comunes del análisis en Panamá son:
La Figura 3.4 presenta una comparación proyectada al año 2050 de los costos de generación de la energía renovable con respecto a tecnologías de combustibles fósiles como el carbón y el gas natural (posiblemente porque estas tecnologías y combustibles son considerados en la gran escala como las tecnologías de selección comparativa)
42 Léase de arriba hacia abajo: fotovoltaica, geotérmica, viento, cogeneración de biomasa, hidro, carbón, planta de concentración solar sin almacenamiento, ciclo com- binado de gas natural.
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1. Los diversos niveles de costos de inversión por tipo de tecnología, administración, seguros, operación y mantenimiento, se especifican con nivel de pre- cios de dólares de enero de 2009 y están basados en la opinión técnica y experiencia en desarrollo de proyectos en las escalas aplicables que tiene el equipo de profesionales que desarrollan este estudio.
2. El horizonte de análisis financiero es quince años, ya que usar la vida del préstamo es muy corto y la vida útil de la instalación es muy larga (expec- tativas normales del desarrollador en este tipo de industria).
3. Para este tipo de desarrollos es normal que la vida del préstamo sea de 10 años que incluyen 2 años de construcción y 8 años de repago (basado en opi- niones promedio recogidas como tendencia de la banca regional consultada en este estudio).
4. El esquema de financiamiento generalmente em- pleado para este tipo de proyectos es un aporte del 30% en patrimonio y un 70% estructurado como deuda (esquema típico que se mantiene en la región aún cuando actualmente por situaciones de la crisis financiera internacional pueda haber cambiado transitoriamente a requerimientos lige- ramente superiores en el patrimonio).
5. La tasa de interés del préstamo se valora en 10% anual (basada en tendencias recientemente obser- vadas en la región centroamericana).
6. El costo de inversión incluye estudios, terrenos, in- tereses de construcción, impuesto de construcción, gastos legales, supervisión, entre otros.
7. Tanto para la facturación (ingresos por venta de energía eléctrica) y los costos de generación de energía, se estimó un crecimiento anual del 3% para mantener su valor en términos corrientes.
8. El impuesto de la renta en Panamá es 30%, según el artículo 699 del Código Fiscal.
9. El impuesto a los dividendos es 10%,