SERVICIO DE TRANSMISIÓN

Deuda de Etesa se multiplicará

El monto de la deuda de la empresa aumentaría a $763.7 millones en 2020 con el desarrollo de los proyectos de transmisión.

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La tercera línea incluye 857 torres, con una distancia aproximada de entre 300 y 400 metros entre las estructuras. La altura promedio es de 30 a 48 metros. La tercera línea incluye 857 torres, con una distancia aproximada de entre 300 y 400 metros entre las estructuras. La altura promedio es de 30 a 48 metros.
La tercera línea incluye 857 torres, con una distancia aproximada de entre 300 y 400 metros entre las estructuras. La altura promedio es de 30 a 48 metros. Archivo

Aprovechando su bajo nivel de endeudamiento y la ventana legal que la sacó del sector público no financiero, la estatal Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (Etesa) comenzó un plan de inversiones en proyectos a corto y mediano plazo que hasta 2020 aumentará los activos de la compañía en más de $800 millones.

Etesa, junto con Tocumen, S.A., y la Empresa Nacional de Autopistas (ENA), quedó excluida de la deuda pública del Estado tras la aprobación de una reforma a la Ley de Responsabilidad Social Fiscal en abril de 2011.

Al quedar fuera del sector público no financiero, el endeudamiento de las tres empresas no se consolida como parte de la deuda pública del Estado panameño.

Hasta octubre pasado, las tres empresas registraron un endeudamiento de $2 mil 219 millones, de los cuales $44 millones son de Etesa, $950 millones de ENA y 1,225 millones de Tocumen, S.A. En 2014 la deuda de Etesa era de $71.8 millones.

Con los nuevos compromisos, el monto de la deuda de Etesa aumentará a $763.7 millones en 2020. Este dinero se destina al desarrollo de los nuevos proyectos de transmisión, sin incluir la construcción de la cuarta línea que se planea financiar a través de una emisión de bonos y que podría costar cerca de $500 millones.

Al mismo tiempo, los activos de la empresa, cuyas acciones son 100% del Estado, pasarían de $427 millones en 2014 a mil 229 millones de dólares en 2020, según dijo el gerente de Etesa, Iván Barría.

“El Estado no está poniendo ninguna garantía para esta deuda y solo se coloca el balance de la empresa sin arriesgar los activos”, afirmó Barría. Defendió la alta capacidad de pago, además de que se pueden hacer las inversiones solicitando crédito sin tener que recurrir al Estado.

“La razón por la cual se está endeudando a la empresa es porque había un atraso muy grande en proyectos de transmisión, ya que no se hizo casi nada”, comentó Barría al referirse a la gestión de la pasada administración.

La tercera línea fue uno de los proyectos de transmisión que no se comenzó a construir a tiempo y como consecuencia ocasionó un déficit en la capacidad de la línea de transmisión para poder transportar la energía que se produce en el área de Chiriquí y Bocas del Toro.

Por el contrario, en el sector de generación hubo un gran crecimiento en la construcción de nuevas plantas, particularmente de hidroeléctricas. Una de las consecuencias directas de no tener la tercera línea a tiempo ha sido que en estos momentos, cuando todos los embalses están a su máximo nivel, no se pueda transportar el 100% de la generación hasta la ciudad capital, donde está el mayor consumo.

Para Barría, siendo Etesa la única que presta el servicio de transmisión tiene un negocio garantizado para atender el mercado.

Los ingresos provienen del cobro del servicio de transmisión que se coloca en la tarifa eléctrica por el transporte de la energía desde las plantas de generación hasta las subestaciones de las distribuidoras que reparten la energía a los consumidores.

La red de transmisión que opera Etesa tiene 2 mil 410 kilómetros de longitud y forma parte del Sistema Interconectado Nacional, que además lo componen las subestaciones, transformadores y otros elementos necesarios para recibir la energía eléctrica producida por las plantas generadoras.

Los ingresos de Etesa provienen de la tarifa de transmisión que se cobra en la factura de los clientes y que corresponde a un 10%. El 30% restante de la facturación es por distribución y el 60% de los costos de generación. Etesa también recibe ingresos por servicios de telecomunicaciones que presta a través del cable de fibra óptica que está instalado a lo largo de la línea.

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Deuda de Etesa se multiplicará

LOS PROYECTOS

Entre los nuevos proyectos que están en el portafolio de inversiones de Etesa se incluye la tercera línea de transmisión que se construye desde Chiriquí hasta Panamá a un costo de $400 millones y que tiene un 92% de avance. Este proyecto fue adjudicado en 2013 a Odebrecht para el desarrollo y ejecución del diseño, suministro, construcción y financiamiento de la obra.

De acuerdo con Etesa, debido a problemas con la servidumbre por donde pasa la línea, en uno de los tramos, no se ha podido completar la línea y la última fecha establecida para el inicio de operaciones es mayo de 2017.

La tercera línea de doble circuito tiene una extensión de 301 kilómetros desde Veladero, en Chiriquí, hasta Condado del Rey, en la ciudad capital, con una capacidad para transportar 800 MW. La línea se construye, paralelamente, al norte de las líneas 1 y 2, que operan actualmente y no tienen capacidad para transportar toda la energía que se produce en Chiriquí y Bocas del Toro.

Entre otros de los nuevos proyectos están la nueva línea de transmisión de Colón a Panamá, la línea de transmisión a Metetí, Darién, y los planes de repotenciación de las líneas 1 y 2 desde Chiriquí a Panamá, la repotenciación de la línea de transmisión de Chepo, la línea entre Veladero y Mata del Nance, y la línea de Guasquita, en Changuinola, Bocas del Toro.

Estos proyectos se financian con préstamos a corto y largo plazo en los que participa CAF (Banco de Desarrollo de América Latina), emisión de bonos y préstamos comerciales.

“Todo es deuda de Etesa, en la que el Estado no ha tenido que poner ninguna parte”, recalcó Barría.

EL MERCADO

La demanda de energía crece en promedio entre 6% y 7% anual, mucho más que el crecimiento económico. Esto significa que cada año se deben invertir en el sistema eléctrico por lo menos $300 millones para atender la demanda.

Los expertos aseguran que el crecimiento de la oferta debe ir a la par, es decir, las inversiones se deben hacer cada año en nuevas plantas de generación, pero también se necesita atender la línea de transmisión y la infraestructura que operan las empresas de distribución.

La capacidad instalada total de Panamá en el primer semestre de 2016 fue de 3,216.24 MW, de los cuales el 91.78% (2,951.99 MW) corresponde a plantas que prestan el servicio público de electricidad, el 7.22% (232.07 MW) a plantas de autogeneradores conectados al Sistema Interconectado Nacional y el restante 1% (32.18 MW) pertenece a los sistemas aislados. Los sistemas aislados son aquellos que operan independiente, por ejemplo, las islas o áreas apartadas que no están conectadas con la red.

Por tipo de tecnología, el 50.90% (1,637.22 MW) del total de la capacidad instalada en la República de Panamá corresponde a centrales hidroeléctricas; el 38.52% (1,239.02 MW), pertenece a plantas térmicas, en tanto que el 8.39% (270.00 MW) son plantas eólicas y el 2.18% son plantas fotovoltaicas, con 70 MW instalados.

El 17.49% de la capacidad instalada pertenece a la empresa de generación AES Panamá, el 15.31% a la empresa Celsia. Un 9.76% es propiedad de Enel Fortuna y 7.01% de AES Changuinola.

La Autoridad del Canal de Panamá posee el 7.3%; la empresa UEP Penonomé II, el 8.52% de la capacidad instalada total. Pan Am Generating Limited posee el 4.2%. El resto de la capacidad instalada pertenece a otros generadores.

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