GENERACIÓN CON GAS NATURAL

Gas controlaría el 75% de la energía requerida

La entrada al mercado de la empresa Panamá NG Power, posiblemente en 2020, provocaría un exceso de energía contratada que se generaría con gas natural.

Más inversión en generación y menos en transmisión

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Etesa es la encargada de hacer las licitaciones de compra de energía y, además, administra la red a través del Centro Nacional de Despacho. Etesa es la encargada de hacer las licitaciones de compra de energía y, además, administra la red a través del Centro Nacional de Despacho.
Etesa es la encargada de hacer las licitaciones de compra de energía y, además, administra la red a través del Centro Nacional de Despacho. LA PRENSA/Alexander Arosemena

Panamá tiene suficientes plantas de generación de energía para abastecer la demanda de los clientes durante los próximos cinco años. Sin embargo, el ingreso de Panamá NG Power al mercado, posiblemente en 2020, podría ocasionar una sobrecontratación de electricidad.

Al comprarse más de la energía requerida, se provocaría un impacto económico aproximado de $550 millones en cinco años (2020-2025), el cual deberán asumir todos los clientes en la tarifa de generación, según un análisis preliminar de empresas que participan en el sector.

Se estima que los clientes podrían tener un alza de hasta el 9% por año en la tarifa de generación en ese quinquenio.

La sobrecontratación se produce porque en 2013 se hizo una licitación para contratar energía a largo plazo (20 años), a base de gas natural, que se le adjudicó a Panamá NG Power, para que comenzara a operar en marzo de 2017, según la resolución de adjudicación del 20 de mayo de 2013.

No obstante, cinco años más tarde, la planta aún no se ha construido, pero su licencia se mantiene vigente gracias a un amparo de garantías constitucional resuelto a su favor, mediante fallo del 13 de julio pasado, bajo la ponencia del controvertido magistrado de la Corte Suprema de Justicia Hernán De León.

Esto significa que el proyecto está con vida y los contratos de generación que firmó para despachar electricidad a Edemet, ENSA y Edechi están vigentes.

Como esta planta estaba atrasada, las distribuidoras habían seguido con sus planes y contrataron la energía que se suponía necesitarían a futuro. Ahora, el mercado se enfrenta a un posible exceso de energía contratada, contabilizando los contratos de NG Power.

En los primeros cinco años, NG debía tener capacidad para despachar 400 megavatios, y en los siguientes 15 años esa capacidad aumentaría a 550 megavatios, es decir, 150 megavatios adicionales.

Sobrecontratación

En julio de 2014, cuando asumió el presidente Juan Carlos Varela, el proyecto de NG Power aún no se había comenzado a construir y tampoco los representantes de la empresa habían entregado su plan o cierre financiero.

Esto motivó al Gobierno, a través de la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (Etesa), la Secretaría Nacional de Energía y la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos, a convocar a una nueva licitación para contratar la energía de los próximos años y no arriesgar el suministro eléctrico a los clientes, principalmente para la temporada seca.

A la convocatoria, el 31 de agosto de 2015, asistieron 27 empresas, entre ellas, Gas Natural Atlántico, en la cual participa AES e Inversiones Bahía, del grupo Motta, para construir una planta con capacidad de 381 megavatios en Colón.

El proyecto, con una inversión de mil 150 millones de dólares, que incluye un tanque de almacenamiento de gas natural, se construyó en 27 meses y se inauguró el pasado viernes 17 de agosto, para despachar 350 megavatios contratados.

Etesa hizo una segunda licitación el 1 de diciembre de 2015, bajo la gerencia de Iván Barría, que se adjudicó la empresa Martano, Inc., de capital chino, para generar 350 megavatios adicionales con gas natural licuado a partir de diciembre de 2020. A esta licitación concurrieron 14 empresas que presentaron propuestas.

Al sumar la energía contratada a NG Power, AES Colón y Martano, se totalizan mil 250 megavatios; esto es el 75% de la demanda actual, que es de mil 657 megavatios.

Consultado al respecto, el actual gerente de Etesa, Gilberto Ferrari, mostró su inquietud sobre esta situación y destacó como diferencia que en las licitaciones para adjudicar los contratos a AES y Martano hubo competencia. En cambio, en el caso de la licitación que se adjudicó a NG Power, solo se presentó este proponente, pese a que a la reunión de homologación asistieron 20 empresas. Las compañías no presentaron propuestas en la licitación porque a última hora se introdujeron cambios al pliego, lo que les impidió tener esos requisitos adicionales, que sí los cumplía NG Power, como tener una licencia provisional, entre otros.

La construcción del proyecto de NG Power no pudo arrancar por la falta de algunas condiciones, como la entrega del cierre financiero a la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).

Efecto en el mercado

El primer impacto para las otras empresas de generación sería la suspensión de licitaciones durante algunos años para contratar compra de energía. Con un exceso de contratación, el espacio que quedaría para otras tecnologías, como las hidroeléctricas, sería menor. Igual ocurriría con las plantas solares y otras fuentes. Entre hidroeléctricas, eólicas, solar y búnker hay más de 3 mil megavatios instalados. Muchos de estos contratos ya han vencido o están en su fase final. Las empresas de generación que no tengan energía contratada tendrían que vender en el mercado ocasional, donde los precios varían según la demanda.

Como casi el 100% de la energía requerida por los clientes está contratada, el precio en el mercado ocasional sería muy bajo, según los expertos, y es posible que algunas de estas generadoras, sin contrato, quiebren.

Más inversión en generación y menos en transmisión

En la administración de Ricardo Martinelli se desarrollaron licitaciones casi todos los años para contratar energía. Esto comprometió la generación de energía para los siguientes años, pero se postergó el desarrollo de la tercera línea de transmisión, que ha producido millones de dólares en sobrecostos por el retraso.  El proyecto de  transmisión de Etesa debió comenzar a construirse en 2009, pero no fue hasta 2014 que se inició, para  arrancar operaciones  en octubre de 2017.

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