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SUMINISTRO DE ENERGÍA

300 megavatios menos en generación

Las dos plantas, que fueron suspendidas, debían comenzar a generar energía en 2018 y en 2020, según el plan de contratación de Etesa.

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La energía que se produce en las plantas hidroeléctricas del interior es administrada desde el Centro Nacional de Despacho (CND) de Etesa, ubicado en Condado del Rey. La energía que se produce en las plantas hidroeléctricas del interior es administrada desde el Centro Nacional de Despacho (CND) de Etesa, ubicado en Condado del Rey.
La energía que se produce en las plantas hidroeléctricas del interior es administrada desde el Centro Nacional de Despacho (CND) de Etesa, ubicado en Condado del Rey. Ana Renteria

Dos proyectos de generación eléctrica, que tenían contratos de suministro de energía a largo plazo por 300 megavatios, fueron cancelados y ahora deben ser reemplazados con otras plantas para cubrir esa necesidad del sistema en los próximos años.

Estos 300 megavatios equivalen al 18% de la demanda eléctrica del país y es la misma capacidad de la planta hidroeléctrica de Fortuna, la más grande del país.

También es tres veces la capacidad de generación que se necesita para abastecer a la provincia de Chiriquí, que requiere de 100 megavatios, aproximadamente.

Cada uno de los contratos de las empresas generadoras con las distribuidoras que quedaron fuera del sistema era por 150 megavatios y los proyectos estaban en etapa de desarrollo, pero en ninguno de los dos casos se habían comenzado las obras civiles.

Uno corresponde al contrato de suministro de la empresa Bocas del Toro Energía, en la cual participaba Odebrecht Latin Finance S.a.r.l (OLF) y el Estado a través de la Empresa de Generación Eléctrica, S.A. (Egesa), con un 23% de las acciones. Este contrato fue cancelado tras un mutuo acuerdo entre las partes, debido a las investigaciones por los escándalos de corrupción que involucran a la empresa brasileña. El contrato de suministro de energía fue firmado con las distribuidoras ENSA, Edemet y Edechi para comenzar a despachar energía a partir de 2020.

El segundo contrato de suministro corresponde a la sociedad Coal Power, que fue sacado del plan de generación tras la decisión de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) de cancelar la licencia provisional a la empresa por no cumplir con los plazos acordados para desarrollar la obra.

Según el programa de contrataciones, la planta de Coal Power debía comenzar a generar energía a partir de 2018, pero su construcción se fue aplazando por los pedidos de prórroga de la compañía.

Consultado al respecto, el representante de la empresa, Harley J. Mitchell M., dijo que la discrepancia con la ASEP hoy se ventila a través de la Corte Suprema de Justicia. “El amparo de garantías constitucionales presentado, en principio, interrumpe los efectos de la medida tomada por aquella autoridad”, indicó Mitchell.

Pese a que estos dos contratos representan un 18% de la demanda del país, las autoridades no prevén efectos a corto plazo, porque hay suficiente oferta de generación, pero representantes del sector afirman que es necesario contratarlos para que no haya problemas de suministro en los próximos años.

La Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (Etesa), que desde 2009 se encarga de organizar las licitaciones de compra de energía, informó que antes de finalizar 2017 se convocará la contratación de estos 300 megavatios a otras generadoras que tengan energía disponible.

LOS PLAZOS

Tras la negociación con la empresa Odebrecht para finalizar el contrato por mutuo acuerdo, el Gobierno anunció que comenzará a buscar un nuevo socio que se encargue de desarrollar la hidroeléctrica.

“Nosotros tomamos control de la concesión, no de la compañía. La compañía fue disuelta”, aclaró el secretario de Energía, Víctor Urrutia, al referirse a la empresa Bocas del Toro Energía.

Es posible que algunas condiciones que aparecían en el contrato inicial sean modificadas, por ejemplo, la participación accionaria del Estado como socio del proyecto.

Para tomar algunas decisiones sobre este proyecto se deben reunir los miembros de la junta directiva de Egesa y otras entidades reguladoras del sector.

Esta planta está proyectada con una capacidad de 223 megavatios, igual a la que tiene la planta Changuinola 1, que opera actualmente AES. El proyecto, que representaba una inversión superior a los mil millones de dólares, aprovechará las aguas del río Changuinola, ubicado en el corregimiento de Valle de Riscó, distrito de Changuinola, provincia de Bocas del Toro.

La hidroeléctrica se desarrollará en el Bosque Protector Palo Seco, en los distritos de Chiriquí Grande y Changuinola. A pesar de que la planta Chan 2 no se encuentra dentro de la comarca Ngäbe Buglé, tanto la Secretaría Nacional de Energía, como la ASEP han advertido que es necesario que el concesionario tenga presente que existen comunidades indígenas aledañas con las cuales se debe tener una permanente comunicación.

LAS PRÓRROGAS A COAL 

El proyecto de Coal Power para construir una termoeléctrica tampoco había comenzado su desarrollo, pese a que tenía licencia provisional desde hace tres años. La ASEP argumentó que le canceló la licencia porque la empresa no cumplió con el cierre financiero, además de otros compromisos, pero la compañía afirma que tuvo que “enfrentar demoras injustificadas en los procesos ambientales y administrativos por parte de los servidores públicos”.

Coal recibió la licencia provisional mediante resolución de la ASEP del 2 de abril de 2014, con una validez de 12 meses para la explotación de una planta de generación de energía termoeléctrica que se construiría en el corregimiento de Cativá, Colón, con una capacidad instalada de 200 megavatios. Este término comenzó a correr el 3 de abril de ese año, cuando fue notificada. En el plazo de un año, la empresa debía entregar una serie de documentos a la ASEP, entre ellos, información detallada de conexión a la red de transmisión o distribución, copia de la resolución del Ministerio de Ambiente mediante la cual se aprueba el estudio de impacto ambiental correspondiente a la referida central, entre otros. En octubre de 2014, Coal Power solicitó prórroga de los términos establecidos, pero fue denegada por la ASEP. Luego se modificó la resolución y se le dieron nuevos plazos a la empresa al prorrogar la licencia provisional hasta el 31 de diciembre de 2015.

Al no cumplir, en enero de 2016, la ASEP canceló la licencia provisional. Diez días más tarde, el apoderado legal de Coal Power presentó un recurso de reconsideración contra la resolución que cancela la licencia. La compañía presentó un amparo de garantías constitucionales que aún se dirime en la Corte Suprema de Justicia.

En medio del tema legal están los contratos de suministro de energía para los consumidores. “Esperamos que apenas sean remediados estos asuntos legales, pueda procederse con el proyecto”, recalcó Mitchell, quien dijo que los servidores públicos deben actuar en consecuencia de lo establecido en las normas con respecto al seguimiento y acompañamiento estatal que estas empresas necesitan.

Pese a que hay otros proyectos en construcción, con esta baja se disminuye la oferta de generación eléctrica, en lugar de mantener el patrón de crecimiento en la instalación de nuevos proyectos, que se calcula debe ser de un 5% anual para poder cumplir con la demanda de los consumidores. Además del crecimiento de nuevos clientes que requieren energía eléctrica, las altas temperaturas disparan cada año la demanda. El 7 de abril la demanda pegó un salto de 32 megavatios adicionales, al pasar de mil 618 megavatios, que venía desde abril de 2016, a mil 650 megavatios, atribuido a la ola de calor.

El desarrollo de nuevos proyectos requiere del compromiso serio de inversionistas, además de políticas claras del Estado para el sector energético, dijeron varios representantes del sector consultados por este diario.

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