Archivo de la categoría: termoeléctricas

Experiencia y perspectivas de AES Corporation en foro sobre gas natural en Centroamérica

Panamá, 27 de septiembre de 2012. AES Corporation expuso información relevante a cerca de su experiencia y conocimientos relacionados a la generación de energía a base de gas natural  en el evento “Panorama para el GNL y el Gas Natural en Centroamérica” que organiza el Instituto de las Américas.

Marco De la Rosa, Vicepresidente para Centroamérica y el Caribe de AES Corporation presentó la experiencia exitosa de Republica Dominicana con relación al gas natural, en donde gracias a las inversiones de AES se ha dado una transformación de la matriz energética que se traduce en importantes beneficios económicos y ambientales para este país.

Durante la jornada Gardner W. Walkup, Vicepresidente Senior de Estrategia de AES Corporation disertó sobre las tendencias globales del gas natural como combustible del futuro, el papel del gas natural en el sector eléctrico de Centroamérica y las oportunidades y desafíos que existen en la región.

En su ponencia, Walkup explicó que los beneficios del gas natural licuado son amplios, más allá de la generación de energía, y que es necesario establecer alianzas y formar cadenas de valor para sortear con éxito las limitantes del modelo tradicional para lograr la distribución de esta materia prima.

En febrero de 2010 AES, inauguró la primera y única terminal de distribución de gas natural licuado en República Dominicana y América Latina ubicada en el parque energético de AES Andrés.

(Nota de prensa)

Estado extendería contrato millonario para energía

GENERACIÓN ELÉCTRICA

Estado extendería contrato millonario para energía

El contrato por un año y a un costo de $55.5 millones se venció en marzo, pero se aprobó una adenda por tres meses que se vence en junio.

 
CONSUMO. Generar un megavatio con los motores que opera Aggreko requiere en promedio 66 galones de diésel por hora o mil 584 galones por día. LA PRENSA/Ana Rentería
 

Wilfredo Jordán S.
wjordan@prensa.com

Los bajos niveles de los embalses de Fortuna y Bayano, y el aplazamiento de la entrada en operación de la hidroeléctrica de AES Changuinola hasta septiembre obligarían al Estado a extender por lo menos tres meses (hasta octubre) el contrato de alquiler de las plantas eléctricas de emergencia de Aggreko, para garantizar la demanda de energía de los usuarios.

El contrato original por un año y a un costo de $55.5 millones se venció en marzo, pero el Gabinete aprobó una adenda por tres meses más que se vence en junio y a un costo de $14 millones.

Con la prolongación del contrato, serían otros $14 millones que probablemente se tendrían que desembolsar.

Los motores móviles que funcionan con diésel están instalados en contenedores, y pueden generar hasta 100 megavatios de energía.

El 60% de esta planta está en Cerro Azul, Panamá, y el 40% restante en Charco Azul, Chiriquí. El diésel que reciben para funcionar se almacena en los tanques de depósito, ubicados en Cerro Azul y Charco Azul, a pocos metros de donde operan las plantas.

Si estos motores no se dejan en operación hasta que empiece a operar la hidroeléctrica de 223 megavatios de AES Changuinola, habrá déficit de energía, afirmó una fuente vinculada al Centro Nacional de Despacho, oficina que administra la distribución de energía a todo el país.

Además de AES Changuinola, este año deben entrar en operación otras seis hidroeléctricas con las cuales se cubriría la necesidad de energía, y ya no sería necesario alquilar los motores de Aggreko para el próximo año, aseguró la fuente.

Entre estas plantas está la hidroeléctrica de Bajo de Mina, que generará 58 megavatios y que construye la empresa Ideal Panamá, propiedad del millonario mexicano Carlos Slim.

También aparecen otras hidroeléctricas más pequeñas como Pedregalito 1, con 20 megavatios; y Pedregalito 2, con 14 megavatios.

Suez Energy, que también opera Bahía Las Minas, construye varias hidroeléctricas, entre ellas Gualaca, con capacidad para producir 25 megavatios, que ya debía estar generando pero en estos momentos está detenida porque no recibe agua debido al daño que tuvo el túnel de Estí y que está en reparación. Lorena, que generaría 35 megavatios, está a prueba, y Prudencia, que podrá generar 58 megavatios, estará lista en noviembre.

 

Hidros ofertan energía para el segundo semestre

mercado eléctrico

Hidros ofertan energía para el segundo semestre

El precio más bajo lo ofertó Enel Fortuna a 10 centésimos el kilovatio hora y el más alto Bahía Las Minas, a 45 centésimos el kilovatio.

 
Circuito. El 90% de los usuarios de todo el país consume menos de 500 kilovatios al mes y recibe subsidio del Estado. LA PRENSA/Archivo1562112
 

Wilfredo Jordán S.
wjordan@prensa.com

Veinticuatro empresas generadoras, de las cuales quince son hidroeléctricas, ofertaron ayer la energía excedente no contratada para suplir el 20% que las distribuidoras eléctricas no tienen pactada para el segundo semestre.

El acto publico lo realizó la estatal Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. para que las empresas distribuidoras Ensa, Edemet y Edechi contraten el 100% de la energía que requieren para los clientes.

Como parte de la política energética que implementó la actual administración, es obligatorio que las empresas de generación oferten el excedente de la energía no contratada en las licitaciones que convoque Etesa.

El precio más bajo lo ofreció Enel Fortuna a 10 centésimos el kilovatio hora, mientras que el más caro lo ofertó la térmica Bahía Las Minas que funciona con diésel liviano a 45 centésimos el kilovatio hora.

En promedio, las hidroeléctricas pusieron a disposición la venta del kilovatio entre 10 centésimos y 30 centésimos, mientras que las térmicas que utilizan bunker ofrecieron entre 22 centésimos y 30 centésimos el kilovatio hora. El precio promedio de las térmicas varió entre 27 centésimos y 45 centésimos el kilovatio hora.

“Entre las propuestas recibidas hubo precios razonables”, destacó la subgerente de Etesa, Marianela Herrera. El principal efecto de mantener contratada a un precio fijo el 100% de la energía que requieren los clientes se reflejará en la tarifa final de los clientes.

Si las distribuidoras no tienen contratada toda la energía que requieren se ven obligadas a comprar la cantidad que les hace falta en el mercado ocasional, donde los precios varían dependiendo de la época.

Por ejemplo, en estos momentos cuando los embalses de Fortuna y Bayano están a un bajo nivel el megavatio se comercializa a más de 300 dólares. Por el contrario, cuando los embalses están a su máximo nivel, la energía en el mercado ocasional se vende a un promedio de 110 dólares el megavatio.

Aunque estos precios no son determinantes para la nueva tarifa que se debe anunciar antes del 1 de julio, sí tendrán un efecto, según los analistas del mercado.

Las empresa distribuidoras -Ensa, Edemet y Edechi- presentaron las propuestas de ajuste para el próximo semestre y que en promedio son de un 15% de aumento.

Sin embargo, el propio presidente de la República, Ricardo Martinelli, ha dicho que “hará todo lo posible” para que no haya un incremento en la tarifa de energía, principalmente para los que consumen más de 500 kilovatios al mes, entre los cuales están las empresas e industrias y que no reciben subsidio del Estado.

Oferta de generadoras podría mitigar precio de la energía

LICITACION. No quieren depender del “mercado spot”.

 

Oferta de generadoras podría mitigar precio de la energía

 

Mabel Cruz Rodríguez

 

PADIGITAL

Las generadoras realizaron ayer sus ofertas en el acto de presentación de propuestas para la compra de energía no contratada. Los precios ofrecidos, según las autoridades, podrían redundar en beneficio de los consumidores finales.

Las empresas, 24 en total, ofrecieron precios fijos que van desde los 8 centésimos hasta los 24 centésimos el Kilovatio / hora (KW/h).

De acuerdo con la Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (Etesa), el objetivo de este proceso es hacer contratos para evitar las compras en el “mercado spot”, eslabón de la cadena que, según los expertos, es donde se incrementa el costo final de la energía.

Mariaelena Herrera, sub gerente de Etesa, señaló que existen muchas probabilidades de que esto redunde en una mitigación en los altos costos de la energía para este segundo semestre.

Al ser consultada sobre los precios ofertados, Herrera manifestó que durante el acto se presentaron ofertas interesantes y otras altas, comparadas con el primer semestre del año.

“Se espera que el impacto de esto que se está haciendo ahora, se vea en el segundo semestre”, indicó.

Adelantó que ahora viene el proceso de evaluación en el contexto de lo que es la realidad del mercado.

Para la próxima semana se podría definir cuál se alzará con la licitación de la energía no contratada.

Este acto se da porque actualmente existe, al menos, un 15% de energía que no estaba contratada para el segundo semestre de este año y que equivale a 900 Gigavatios /hora (GWh).

Esta energía será contratada por las distribuidoras, en este caso ENSA y Edemet Edechi, para el 1 de julio al 31 de diciembre del 2011.

Entre las generadoras participantes en el acto de propuestas se encuentran: Autoridad del Canal de Panamá (ACP), AES Panamá S.A., Bahía Las Minas Corp. y Enel Fortuna S.A..

Del total de participantes, unas 10 ofertaron energía térmica y 14 energía hidráulica.

Las estadísticas muestran que el año pasado un 47% de la energía fue aportada por las generadoras hidroeléctricas y el resto, 52%, por las compañías térmicas.

La compra de la energía no contratada podría estar entre el 20% y 25%, porcentaje que según ha explicado la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) es necesario para planificar las tarifas eléctricas para este segundo semestre.

Gena provoca cortocircuito en el mercado

Gena provoca cortocircuito en el mercado

Publicado el 30 May 2011 por Capital 

Ricardo Gonzalez J.

Capital

La crisis por la que atraviesa la Generadora del Atlántico (Gena), intervenida recientemente por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (Asep), amenaza con crear un verdadero corto circuito en el mercado eléctrico del país.

La empresa tiene deudas por $20 millones con varias generadoras que no puede pagar, no está en capacidad de producir electricidad ni cumplir con sus contratos de suministro, lo que amenaza con empujar al alza las tarifas eléctricas.

Mientras esto sucede, los principales involucrados en esta problemática prefirieron guardar silencio y no respondieron a los cuestionamientos realizados por Capital.

Luego de ordenar su intervención por problemas financieros, la semana pasada la Asep instruyó al Centro Nacional de Despacho (CND) para que dejará de asignar energía en el mercado ocasional a Gena, que era donde esta empresa compraba la energía para cubrir sus contratos con las compañías de distribución, los cuales ascienden a unos 75 megawatts (30 con Ensa y 45 con Edemet).

Con esta decisión, la Asep y el CND buscan proteger al mercado de generación, debido a que Gena le adeuda unos $20 millones a diversos generadores, en su mayoría térmicas, por concepto de energía que había comprado en marzo, abril y mayo en el mercado ocasional.

La situación de Gena tiene al mercado de generación al borde de una crisis, ya que luego de la decisión de la Asep de sacarla del mercado ocasional, la empresa no está en capacidad de cumplir sus contratos con las distribuidoras.

Como si fuera poco, la compañía solo tiene combustible suficiente para generar por siete horas continuas y hasta el momento el interventor no ha podido comprar más carburante.

Esto crea una situación delicada que podría disparar los precios del mercado ocasional. Sin embargo, el CND ha encontrado, por el momento, una alternativa ingeniosa para evitar que esto suceda.

Expertos en el sector que pidieron la reserva de sus nombres le explicaron a Capital que si cierran Gena solo queda disponible la planta de 20 megawatts que está en Condado del Rey y unas turbinas viejas de la Autoridad del Canal de Panamá (ACP),  cuyo funcionamiento es muy costoso.

El uso de estas máquinas provocaria un aumento significativo en el mercado ocasional.
Para evitar esto, el CND  ha declarado que una de las plantas de Gena de 50 megawatts está disponible, aunque en la práctica solo tienen combustible para siete horas de generación continua.

Si no se hace este ejercicio, el precio en el mercado ocasional podría dispararse de $300 a $500 el megawatt hora, originando un posible aumento en las tarifas.

Sobre la falta de combustible de Gena, la Asep señaló que es claro que las empresas térmicas no pueden generar sin carburante y, por ende, este es un tema muy importante por resolver.

Las funciones del interventor, conforme los objetivos de la Asep, abarcan todos los aspectos comerciales, financieros y operativos, por lo cual el interventor debe realizar las gestiones con las compañías suministradoras de combustible para que Gena renueve su inventario a corto plazo.

La entidad enfatizó que conforme al análisis realizado por el CND, bajo el supuesto que la capacidad de generación de Gena quede permanentemente indisponible producto de que la generadora sale del mercado, las consecuencias que podrían esperarse serían la pérdida de confiabilidad, aumento del riesgo de racionamiento e impacto en los costos de generación, sobre todo en los periodos de baja hidrología, que es cuando las térmicas son llamadas a abastecer en mayor medida la demanda nacional.

Esta situación, entre otras consideraciones, constituyó el fundamento para que la Asep tomara la decisión de ordenar la intervención de esta empresa y evitar mayores perjuicios.

Capital le envió un correo a Gena para conocer su capacidad para hacerle frente a sus deudas y contratos con las generadoras, pero la gerencia de esta empresa no respondió a las preguntas.
Se pudo conocer que la consecuencia de la falta de pago por parte de Gena es que algunas generadoras térmicas no tienen dinero suficiente para comprar el combustible que necesitan para seguir generando, hasta que el invierno inicie en firme.

Entre las generadoras a las que Gena les adeuda fuertes sumas de dinero se encuentran Panam Generating ($1,5 millones), Pedregal Power ($3 millones) y Bahía Las Minas Corp. ($9 millones).
Capital le preguntó a Pedregal Power y Bahía Las Minas sobre esta deuda, pero al cierre de esta edición las empresas no hicieron comentarios.

Sin embargo, generadores que se han visto afectados en menor grado dijeron que la situación era muy difícil, ya que a diferencia de las hidroeléctricas, las generadoras térmicas prácticamente lo que venden en el mercado ocasional es para pagar combustible y otros costos, así que cualquier cosa que afecte sus flujos de efectivo las pone en serios aprietos, sobre todo a las más pequeñas.

Según la Asep, cada térmica tiene su propia manera de gestionar su flujo de caja y la programación de dichas compras, por lo que no podía generalizar respecto al impacto que tendrá en cada empresa la situación de Gena, la cual pretenden solucionar “lo antes posible”.

Hasta el momento, de los $20 millones que adeuda Gena a las empresas térmicas, únicamente ha podido abonar $2 millones y todavía no se ha definido una fecha para realizar un nuevo abono.

“Se trabaja en el desarrollo de mecanismos que permitan pagar la deuda que mantiene Gena con sus acreedores, y se espera que en el corto plazo se puedan hacer nuevos aportes que contribuyan a la disminución del monto adeudado, hasta cancelar el saldo pendiente”, dijo la Asep.

Existen varias posibilidades sobre qué hacer con esos contratos.

Primeramente, se pueden renegociar los contratos para ajustarlos al precio del combustible, igualmente se pudieran eliminar los contratos y llamar a una nueva licitación para asignar los megawatts contratados por Gena o dejarla sin contratos para que solo venda energía en el mercado ocasional.

Con respecto a este tema, la Asep señaló que los mismos son relaciones bilaterales entre las partes (vendedor y comprador) y, definitivamente, en toda relación contractual existen causales por las cuales se puede dar por finalizada la misma.

No obstante, por tratarse de un servicio público y ser el mismo regulado por la Asep, el interventor debe buscar, bajo los lineamientos planteados, alternativas de solución para evitar que se agrave la situación existente y no se vea perjudicado el cliente final del servicio público de electricidad.

Capital le envió un correo a la empresa Ensa (antigua Elektra Noreste) para conocer su posición sobre el contrato que mantiene con Gena y la posibilidad de que el mismo termine, pero la diligencia resultó infructuosa.

GDF SUEZ Energy Central América obtiene Certificaciones ISO 14001 y OHSAS 18001

GDF SUEZ Energy Central América obtiene Certificaciones ISO 14001 y OHSAS 18001

 El Complejo Termoeléctrico de Colón y las oficinas de Panamá cuentan ahora con certificaciones internacionales de salud, seguridad y medioambiente

Luego de aprobar exitosamente las auditorías correspondientes, GDF SUEZ Energy Central América recibió las Certificaciones ISO 14001 y OHSAS 18001, en el Complejo Termoeléctrico de Colón, ubicado en Bahía Las Minas, Cativá y OHSAS 18001, en las oficinas centrales ubicadas en la ciudad de Panamá.

ISO 14001 es una norma aceptada internacionalmente que determina cómo implantar un sistema de gestión medioambiental eficiente, que implica mantener el equilibrio entre la rentabilidad y la reducción del impacto medioambiental.

OHSAS 18001 es la norma reconocida internacionalmente para sistemas de gestión de la salud y la seguridad en el trabajo e incluye entre otras áreas clave, la planificación para identificar, evaluar y controlar los riesgos; preparación y respuesta ante emergencias; y medición, supervisión y mejora del rendimiento.

“A través de la certificación en la norma ISO 14001, nuestra empresa reafirma uno de sus principales objetivos y valores, que es conciliar el desarrollo de la empresa con la protección del medioambiente.  De igual manera, con la certificación en la norma OHSAS 18001, tanto en las plantas en Colón como en las oficinas centrales en Panamá, evidenciamos nuestro enfoque hacia una gestión de salud y seguridad en el trabajo, que asegure un entorno laboral seguro y productivo”, indicó Philippe Delmotte, CEO de GDF SUEZ Energy Central America, filial del Grupo franco-belga, GDF SUEZ.

¿Crisis energética?

CULTIVOS ESTRECHEZ ENTRE DEMANDA Y OFERTA

¿Crisis energética?

Gobierno alquiló por contratación directa una planta que aún no entra en línea a pesar de que ya se está pagando

Alma Solís

Capital

El cielo nublado y los anuncios de lluvia no les agradan a la mayoría de la población, esto es quizá porque desconocen la estrecha situación que enfrenta el mercado eléctrico: Agentes de este sector dicen estar cruzando los dedos para que la lluvia se prolongue, los embalses suban de nivel y algunos aires acondicionados se apaguen.

Desde el 2008 se advertía que el 2010 sería complicado en el tema energético ya que la capacidad instalada en el país quedaría muy cerca de la demanda y sólo podría evitarse una crisis si ninguna de las plantas instaladas sufriera daños o no se dieran retrasos en las que deberían entrar en línea (Ver informe especial: Sector eléctrico pende de un hilo, edición 394) .

El Estado, al tomar conciencia de esta situación, decidió en diciembre del 2009 alquilar “por urgencia” dos plantas a la empresa Aggreko International, vía contratación directa, una de 40 megavatios (mw) y otra de 60 mw para generar 100 mw, a un costo de $55 millones.

La decisión generó polémicas desde que se anunció; sin embargo, como lo establece el decreto ejecutivo por el cual se contrata a la empresa, las autoridades alegaban que la medida era urgente y de necesidad programada. Pero ya han pasado seis meses desde entonces y, para sorpresa de muchos, todavía no se cuenta con estas plantas: Una está instalada, pero no está en línea, y la otra ni siquiera se ha terminado de instalar.

Se exceptúo de licitación porque se trataba de “una situación imprevista, impostergable, concreta, inmediata, probada y objetiva, que podría ocasionar un daño material o económico al Estado y a sus ciudadanos”, de acuerdo con el decreto ejecutivo que lo autorizó.

Este contrato decía que la empresa podría instalar de seis a ocho semanas las plantas y el periodo de ejecución del mismo va de enero a diciembre de 2010.

La planta de 60 mw, ubicada en Cerro Azul, aunque está instalada no ha entrado en línea y se está pagando el alquiler por ella desde abril de este año aproximadamente, según Fernando Mariscano, gerente de Empresa Generadora S.A. (Egesa).

Agregó que ya se preparan adendas al contrato para que el alquiler sea de abril de 2010 a mayo de 2011 y no como estaba estipulado en el contrato original, que indicaba de enero a diciembre de 2010, ya que esa regla se flexibilizó para tener dos veranos cubiertos en vista de que para el cierre del primer trimestre de este año no había sido instalada.

La planta de Cerro Azul, de acuerdo con el funcionario, está lista para entrar en línea.

Mariscano explicó que la empresa sí cumplió con el período de instalación acordado, pero que se debían tomar en cuenta otros factores, como la preparación del terreno y otros requisitos, y por ello la planta no pudo entrar en línea en el primer semestre.

La otra planta, la de 40 mw, se está instalando en Charco Azul y debería entrar también en línea próximamente, aunque no se especificó cuando.

El gerente de Egesa negó que el precio pagado por el alquiler de estos equipos esté sobrevalorado o que las plantas, si hubiesen sido adquiridas, hubiesen costado menos que lo que costó su alquiler.

Una vez que entren en línea, estabilizarán el sistema, pero la situación seguirá siendo estrecha, según Denis Moreno, administrador de la Autoridad de los Servicios Públicos (Asep). No obstante, algunos generadores aseguraron a Capital que la situación actual no es tan estrecha.

Por su parte, el secretario de energía, Juan Urriola, señaló que la planta está entrando precisamente cuando se necesita.

Contratiempo

El mal tiempo, el bajo nivel de agua de los embalses, los daños en algunos de los motores de una de las térmicas (Pedregal Power) y los problemas con el ciclo combinado de Generadora Atlántico, tampoco están ayudando.

El centro de despacho emitió recientemente una circular en la que pide a las generadoras no realizar en estos momentos los mantenimientos programados a sus motores que implique la salida de línea de alguno de ellos, así como también que suspendan las exportaciones de energía, porque se necesita en Panamá contar con toda la generación disponible.

La Asep y la Secretaría de Energía sostienen que la situación estrecha se debe, en parte, a que la Generadora del Atlántico, de 150 mw, ha estado en línea intermitentemente. Esta planta utiliza un sistema con combustible combinado y la inversión es de $150 millones.

Reyna Rentería, gerente financiera de Generadora del Atlántico, confirmó a Capital que han tenido algunos problemas con el ciclo combinado, pero que se solucionarán en agosto de este año. Además, aclaró que han estado aportando 100 mw al sistema.

A toda máquina

La Asep admitió que la reserva de energía ha estado por debajo del nivel mínimo, que es 14%, llegando incluso a 9%, pero que esto constituye una situación de alerta y no de emergencia y que se espera que la situación mejore gracias al clima, entre otros factores.

Humberto González, director de Asuntos Corporativos de AES Panamá, afirmó que la situación entre la oferta y la demanda en estos momentos sí es estrecha.

“No tenemos suficiente capacidad de generación instalada para enfrentar situaciones climatológicas como el Fenómeno del Niño que se dio este año, daños imprevistos en algunas máquinas del sistema ni atrasos en la entrada de proyectos que estaban previstos para entrar en operación hace varios meses”, comentó González.

Recientemente los generadores recibieron una notificación de alerta del Centro Nacional de Despacho (CND) y eso ha implicado, en primer lugar, la suspensión de exportaciones y, en segundo lugar, la suspensión de algunos mantenimientos programados para las plantas.

“La postergación de estos programas de mantenimiento previamente planificados nos preocupa, ya que pone en riesgo los altos estándares de disponibilidad que siempre han mantenido nuestras plantas, y esto podría repercutir negativamente en el sistema”, advirtió González.

Eduardo De la Guardia, gerente de Pedregal Power, una de las generadoras que atraviesa problemas, admite que uno de sus motores tuvo un daño y aún se encuentra en etapa de evaluación.

“El tema se nos complicó porque el daño llegó en período de mantenimientos de las otras unidades y por momentos hemos tenido dos unidades fuera al mismo tiempo”, señaló De la Guardia.

Afirmó que los lagos están actualmente en un buen nivel y que están teniendo buenos flujos de agua, por lo que su generación es estable y hay suficiente energía en el mercado.

Agregó que pronto estará entrando en plena operación la planta de carbón de Bahía Las Minas y la hidroeléctrica de Gualaca.

Dificultades en el sector

El fenómeno de El Niño.

Bajo nivel de agua de los embalses de Fortuna y otras hidroeléctricas.

Daños en algunos de los motores de una de las térmicas (Pedregal Power).

Problemas con la entrada de uno de los motores del ciclo combinado de Generadora Atlántico.

Coopesa está fuera de línea hace más de un año.

Fuente:Recopilación Capital

Invertirán $3,932 millones en proyectos de energía

ELECTRICIDAD  Demanda de electricidad se mantiene cerca de la capacidad instalada

Invertirán $3,932 millones en proyectos de energía

Actualmente existen 19 proyectos hidroeléctricos en construcción con capacidad instalada de 723.60 MW, 2 proyectos eólicos (330 MW) y uno térmico con licencia definida (8 MW) , según la ASEP.

Cindy Calderón
cindy.calderon@epasa.com

Alrededor de 3,932 millones de dólares es la inversión prevista en los próximos cuatro años para la construcción de 22 fuentes de generación de energía eléctrica en Panamá.

Estos proyectos generarán unos 1,061 Megawatts (MW) que se sumarán a la capacidad instalada actual que es de unos 1,208 MW, la cual se encuentra muy cerca de la demanda que
alcanza los 1,153 MW.

La mayor inversión se realizará en proyectos hidroeléctricos con 1,732 millones de dólares.
Además se construyen dos parques eólicos con una inversión de 1,000 millones de dólares y 1,200 millones de dólares aproximadamente en proyectos de generación térmica.

Actualmente existen 19 proyectos hidroeléctricos en construcción con capacidad instalada de
723.60 MW, 2 proyectos eólicos (330 MW) y uno térmico con licencia definida (8 MW) , según datos de la Autoridad de los Servicios Públicos (ASEP).

Por otra parte, existen 52 concesiones para la generación de energía a través de hidroeléctricas, 25 concesiones y 20 licencias provisionales para proyectos eólicos y 3 licencias provisionales en proyectos térmicos.

Las empresas encargadas de estos proyectos son de inversión extranjera y nacional, escogidas en su mayoría por licitaciones públicas.

“Los proyectos que mantienen costos elevados, por lo general son inversión extranjera y los de menos costos es inversión interna”, señaló Rodrigo Rodríguez, director nacional de Electricidad de la ASEP.

Proyectos. El proyecto hídrico más costoso que actualmente se construye está ubicado en Changuinola y es realizado por la empresa AES Changuinola S.A., con un valor de 600 millones de dólares.

Este proyecto tiene un 60% de avance y esta programado para que inicie operaciones en mayo 2011 y una capacidad de generación de 223.00 MW.

El segundo proyecto más costoso tiene un valor de 193.28 millones de dólares, ubicado en Río Chiriquí Viejo a cargo de la compañía Ideal S.A.

El mismo generará 85.90 MW y tiene un avance hasta marzo de 25%, y el cronograma de este proyecto establece que debe iniciar operaciones en diciembre 2011.

Mientras, con una inversión de 127.80 millones de dólares, la compañía Ideal S.A construirá
el tercer proyecto hídrico más costoso ubicado en Río Chiriquí Viejo.

Este proyecto tiene un avance del 75% y se espera que genere alrededor de 56.80 MW.

En tanto, la empresa Fersa Panamá S.A, se encargará de la construcción de los dos parques eólicos, ubicados en la provincia de Coclé.

Prevén ahorro de 6 millones de dólares en electricidad

ENERGÍA Fenómeno de El Niño amenaza

Prevén ahorro de 6 millones de dólares en electricidad

La época de sequía se encuentra cerca y el Gobierno propone a industriales, usuarios de la Zona Libre y al sector construcción a que utilicen sus propias plantas de generación en las horas picos.

Cindy Calderón
cindy.calderon@epasa.com

Aunque todavía no se han puesto en marcha todos los planes previstos para lograr el ahorro energético y tampoco se descartan cortes programados, la Autoridad de los Servicios Públicos (ASEP) estima que el ahorro programado para los próximos meses representará unos 6 millones 791 mil 36 dólares.

Este ahorro se divide en un millón 6 mil 560 dólares en la facturación de energía eléctrica, un millón 539 mil 954 dólares en hidrocarburos en el sector público y 4 millones 244 mil 432 en el sector privado.

“Se espera aplicar las alternativas programadas, principalmente para los meses críticos de marzo y abril, debido a que no se conoce con exactitud cuándo termina el ciclo que trae el fenómeno de El Niño”, dijo Luis Chamorro, vocero de la ASEP.

Los cálculos presentados por la Secretaría de Energía son de una reducción de energía de 6.5 Gigawatts por mes y una reducción de 65 Megawatts (MW) de potencia en las horas pico.

Propuestas. Para lograr este ahorro el Gobierno estudia diferentes alternativas de acción, entre las que se destaca la cogeneración, que consiste en que las industrias, usuarios de la Zona Libre de Colón y la construcción utilicen sus propias plantas de generación en las horas picos.

Juan Francisco Kiener, presidente del Sindicato de Industriales de Panamá (SIP), dijo que el Gobierno les presentó un plan de ahorro energético que señalaba una compensación al SIP por separarse de la red eléctrica y así conservar el agua de la represa.

Sin embargo, esa alternativa aún no ha sido aprobada, ya que se encuentra en estudio, sostuvo Kiener.

Herbert Sedelmeier, director nacional de Atención al Usuario de la ASEP, manifestó la necesidad de un ahorro significativo en todos los sectores, incluyendo a la población en general, ya que de no hacerlo se podrían producir apagones no programados.

Ahorro. En tanto, el ahorro energético realizado por las instituciones del Estado en los tres últimos meses del 2009 ascendió a un millón 432 mil 722 dólares, según la Secretaría de Energía de Panamá.

Los ahorros más significativos se realizaron en la Secretaría de Energía, en el Instituto Panameño de Deportes y en la Autoridad de los Servicios Públicos con 43.3%, 32.3% y 26.2%, respectivamente.

Mientras, el Ministerio de Economía y Finanzas obtuvo un incremento en su factura eléctrica del 2,7% y el Hospital del Niño de un 44.61%.

Generación y consumo. De acuerdo con datos de la Contraloría General de la República, la generación de energía hidráulica disminuyó 3.3%, mientras la generación de las plantas térmicas aumentó 29.1% de enero a diciembre del 2009, en comparación con igual periodo de 2008.

Mientras, el consumo de energía eléctrica creció a nivel nacional 7.7%, destacándose los clientes residenciales en 13.5%.

Por su parte, los clientes comerciales crecieron 4.7%, los del Gobierno 5.2% y los industriales 1.6%.

Bayano y Fortuna podrían presentar niveles críticos

AGUA Entidades del sector analizan la situación y reiteran llamado a la ciudadanía para ahorrar energía

Bayano y Fortuna podrían presentar niveles críticos

Las autoridades esperan que las plantas termoelétricas superen los problemas técnicos que enfrentan y entren en operaciones para dotar al sistema de cerca de 250 MW que se ha dejado de generar.

Eduardo Martínez
eduardo.martinez@epasa.com

Durante casi la mitad de este año, los aportes de agua a los lagos de Bayano y Fortuna estarán por debajo del promedio histórico.

El secretario de Energía, Juan Urriola, dijo enbRadio Panamá que estamosbante “un panorama de cuidado”.

Las gráficas de la Gerencia de Hidrometeorología de la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA) registran un Promedio Histórico Acumulado de 165 metros cúbicos por segundo para el embalse de la Bayano; mientras que para Fortuna es de 28 metros cúbicos por segundo.

Aunque el fenómeno de El Niño podría afectar, Urriola sostiene que si el plantel térmico entra en operaciones, se podrían recuperar cerca de 250 MW que se han dejado de generar por los daños de las máquinas.

Recordó que el Estado ha recurrido a la contratación de un plantel térmico capaz de generar 100 MW, debido a que un importante número de planteles térmicos que operan en Panamá confronta problemas.

Afirmó que la situación fue analizada ayer por todos los organismos gubernamentales que tienen responsabilidad con el aspecto energético.

Anunció que hoy se iniciará una campaña de ahorro con la incorporación de la empresa privada, como las petroleras, y también como parte de las medidas de ahorro se varió el horario de entrada de los funcionarios para evitar los tranques mañaneros.

Aclaró que, por el momento, no se tiene contemplado recurrir a los “racionamientos”; sin embargo, consideró necesario tomar conciencia de la situación, porque en Panamá no recibimos los mensajes adecuadamenteŽ.

Agregó que, junto a sectores educativos, industriales y empresariales, se promueve la implementación permamente y sostenida del programa denominado “Uso racional y eficiente de energía”.

A corto plazo, Panamá no tiene establecido que entre en operación una planta de generación.

En tanto, la Autoridad de los Servicios Públicos (ASEP) ha hecho llamado de advertencia a 120 propietarios de comercios que no estaban cumpliendo con la orden de apagar los letreros luminosos, lo que forma parte de las políticas de ahorro energético.

Seguir

Recibe cada nueva publicación en tu buzón de correo electrónico.

Únete a otros 518 seguidores