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AES Panamá ofrece precios de electricidad más baratos hasta el año 2030

-Licitación de largo plazo-

AES Panamá ofrece precios de electricidad más baratos hasta el año 2030

 Panamá, 20 de septiembre de 2012.  AES Panamá recibió la notificación de adjudicación de contratos para la compra-venta de potencia firme y energía asociada para los años 2016-2030 a las tres empresas de distribución eléctrica de Panamá, al ser el oferente con el precio más bajo en la licitación de largo plazo ETESA 01-12.  En el orden de precios para la adjudicación, el precio evaluado para esta generadora fue de $0.11 por kilowatt/hora.

Con esta contratación, AES Panama mantiene más de 90% de contratación de potencia firme para los próximos 6 años (2013-2018) y 73% de contratación del 2019 hasta el año 2030, siendo el único generador con este nivel de contratación a largo plazo y a los precios más económicos de venta contratados. Esta información se dio a conocer a través de la Resolución No. GC 07-2012 del 13 de septiembre publicada por la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. 

En este acto de concurrencia, realizado el pasado 23 de agosto por ETESA., se recibieron 42 ofertas para atender la demanda de las distribuidoras EDEMET-EDECHI (Gas Natural Fenosa) y ENSA.

A través de una política de inversión sostenida, AES ha aumentado la capacidad instalada de sus plantas hidroeléctricas en un 194%, y desarrollando el potencial hídrico de Panamá con la construcción de las plantas Estí y Changuinola I. Esto a su vez, ha permitido a AES mantener un promedio histórico de contratación del 92% de su potencia firme en compromisos de suministro de energía con precios fijos con las empresas de distribución eléctrica locales y grandes clientes.

“El aporte más significativo de AES Panamá a lo largo del tiempo ha sido mantener más del 90% de su capacidad firme comprometida en contratos de largo plazo a los precios más competitivos en el mercado nacional”, indicó Marco De la Rosa, Presidente de AES Panamá. “La oferta presentada por AES en esta licitación refleja de manera contundente el compromiso en ser un aliado del desarrollo nacional, al aumentar por más de 14 años las fuentes de generación de energía limpia con la que cuenta el país y ofrecerlo a los mejores precios del mercado”, añadió De la Rosa.

Hoy día, las plantas de AES Panamá brindan anualmente alrededor del 35% de la electricidad que necesita el país para su desarrollo, y la empresa se ha consolidado como el principal inversionista del sector eléctrico de Panamá y en un actor fundamental para el Sistema Interconectado Nacional, contribuyendo con el Estado al pagar $429 millones en dividendos e impuestos desde 1999 y brindando ahorros aproximados de $400 millones anuales en compra de combustibles.

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Presidente Martinelli visita Central Hidroeléctrica Changuinola I en Bocas del Toro

-PANAMÁ ASEGURA SU FUTURO ENERGÉTICO-

Presidente Martinelli visita Central Hidroeléctrica Changuinola I en Bocas del Toro

CHANGUINOLA, 9 DE JULIO 2012. Con más de $620 millones de inversión y con una capacidad instalada de 223 megavatios que le han permitido ofrecer los precios más competitivos del mercado, AES Panamá inauguró en Bocas del Toro la Central Hidroeléctrica Changuinola I, el proyecto de generación eléctrica más importante de los últimos 30 años en el país.

El acto contó con la presencia del Presidente de la República Ricardo Martinelli, el embajador de Estados Unidos en Panamá Jonathan Farrar, el vicepresidente ejecutivo de AES Corporation, Andrew Vesey y el vicepresidente para Centroamérica y El Caribe de AES y Presidente de AES Panamá, Marco De la Rosa.

“AES Corporation refirma su confianza en el futuro de Panamá y el compromiso de continuar acompañando el desarrollo del país al proveer soluciones energéticas seguras, confiables y sostenibles que hoy contribuyen a mejorar la vida de los ciudadanos panameños”, indicó Andrew Vesey, el vicepresidente ejecutivo de AES Corporation.

Esta central tiene una potencia instalada de 223 megavatios y generará aproximadamente 1,046 GWh (gigavatios hora) al año.  La construcción de este complejo impulsó desarrollo sin precedentes en la provincia de Bocas del Toro, que incluyó la inversión de más de $60 millones de dólares destinados a reasentamientos, infraestructuras comunitarias y conservación ambiental, generando más de 2,500 empleos indirectos, impactando positivamente en todos los aspectos de la economía local.

Con esta nueva Central, AES Panamá consolida su visión como un aliado del desarrollo nacional, al aumentar las fuentes de generación de energía limpia con la que cuenta nuestro país hoy, e incrementado su capacidad instalada de 242 MW en 1999 a 705 MW en 2012. Como actor fundamental del mercado eléctrico nacional, AES ha contribuido desde 1999 con el pago de más de $429 millones en dividendos e impuestos, y su generación de energía limpia ha contribuido con ahorros de $400 millones anuales aproximadamente en compra de combustibles a todos los panameños.

“El aporte más significativo de AES Panamá a lo largo del tiempo ha sido mantener más del 90% de su capacidad firme comprometida en contratos de largo plazo a los precios más competitivos de producción de electricidad en el mercado nacional’, sostuvo De la Rosa durante el acto inaugural.  El Presidente de AES Panamá añadió que ‘a mediano plazo, para abastecer la demanda del país, se necesita mantener el ritmo de inversión en nuevas fuentes de energía y para esto es primordial consolidar la estabilidad regulatoria del mercado eléctrico’

“Esta central energética es producto de una visión de Estado planificada hace ya más de 30 años y hoy es una realidad gracias al trabajo mancomunado del Estado y la empresa privada”, dijo el Excelentísimo Señor Ricardo Martinelli, Presidente de la República. “Instancias como la Cancillería y los ministerios de Salud, Educación y Obras Públicas fueron instrumentales para que una obra de este calibre pudiese ser realizada dentro del marco del respeto por los derechos de las poblaciones originarias del río Changuinola, y generar ejes de desarrollo a través de alianzas, resultando en beneficios tangibles en educación, salubridad e infraestructura comunitaria, al servicio de estas comunidades, convirtiendo a Changuinola I en un modelo de gestión para futuros proyectos de gran escala.”

AES Panamá presenta cifras de generación en Foro Eléctrico

-Energía 100% renovable-

AES Panamá presenta cifras de generación en Foro Eléctrico

  • Más de mil millones invertidos en Panamá
  • AES genera ahorros al país de hasta $400 millones en la compra de combustible

Panamá, 8 de Febrero de 2012.- Con más de mil millones de inversión que le permiten ofrecer los precios más competitivos para la generación de energía a las empresas distribuidoras, AES Panamá, representada por su presidente, el ingeniero Marco De la Rosa, participó en el Foro Eléctrico que organiza anualmente el semanario Capital Financiero.

La Generación de Energía Competitiva fue el eje medular de la conferencia dictada por el Ing. De la Rosa, donde expuso además, cómo la empresa se ha convertido en un socio del desarrollo nacional durante 13 años, con la repotenciación de sus plantas, la construcción de dos nuevas centrales hidroeléctricas, contribuyendo con el Estado panameño al pagar $429 millones en dividendos e impuestos desde 1999 y brindando ahorros aproximados de $400 millones anuales en compra de combustibles.

‘Al mantener el 90% de su capacidad firme comprometida en contratos de largo plazo, AES Panamá es el generador eléctrico que ofrece los precios más competitivos para la producción de electricidad en el mercado nacional’, fue el mensaje central que expuso De la Rosa durante el citado foro.

El Ing. De la Rosa también reportó que el modelo de competitividad que desarrolla la empresa se hace de manera responsable e inclusiva al generar beneficios económicos para el desarrollo de áreas apartadas donde se realizan sus operaciones por medio del fomento del empleo, la educación y la construcción de infraestructuras comunitarias.

El Ing. De la Rosa también reportó que el modelo de competitividad que desarrolla la empresa se hace de manera responsable e inclusiva al generar impactos económicos para el desarrollo de regiones apartadas donde se desarrollan sus operaciones por medio del fomento del empleo y la construcción de infraestructuras comunitarias y recalcó que la energía renovable que genera AES evita la emisión anual de  1.7 millones toneladas de CO2 equivalentes a la atmósfera.

 “El acceso a la energía es un factor de crecimiento que contribuye al mejoramiento de la calidad de vida de los ciudadanos y que por ende representa uno de los prerrequisitos esenciales para conseguir los ocho objetivos del milenio”, añadió De la Rosa.  “Changuinola I, que inició operaciones en 2011, permite que Panamá obtenga un suministro de energía adicional de 223 Megavatios, que se traduce en una baja en los precios del mercado y permite al país afrontar sus necesidades de energía para los próximos años con más energía, asequible y renovable”.

Marco de la Rosa indicó que el dinamismo que muestra hoy el sector eléctrico panameño refleja la confianza que han tenido los inversionistas en el mercado y su funcionamiento y exhorta a las autoridades a mantener un clima propicio continuar las inversiones para abastecer la demanda de energía que tiene un crecimiento anual de 6%.

Hoy día, las plantas de AES Panamá brindan anualmente alrededor del 35% de la electricidad que necesita el país para su desarrollo, y a lo largo de estos 13 años de operaciones en Panamá la empresa ha mantenido una política de inversión a fin de incrementar la capacidad de sus plantas y brindar mayor capacidad de energía renovable al país, convirtiéndose hoy en día en el principal inversionista del sector eléctrico de Panamá y en un actor fundamental para el Sistema Interconectado Nacional.

 

Sobre AES Panamá

AES opera 5 centrales hidroeléctricas. Bayano en la provincia de Panamá, La Estrella, Los Valles y Estí en la provincia Chiriquí y la Central Hidroeléctrica Changuinola I en Bocas del Toro. A través de la generación de energía hidroeléctrica 100% limpia y renovable, AES opera certificada bajo estrictas normas internacionales (ISO 14000 y OHSAS 18001).  La construcción de Changuinola I se inició en octubre de 2007 y entró en operaciones durante el segundo semestre de 2011, con una potencia instalada de 223 megavatios y generará aproximadamente 1,046 Gw/h (giga vatios hora) al año, siendo el proyecto energético más importante que ha visto Panamá en los últimos 30 años. Esta generación evitará el uso de 1.5 millones de barriles de combustible fósil y la emisión de 600,000 toneladas de Co2 a la atmósfera cada año. La construcción de este complejo generó una inversión sin precedentes en la provincia de Bocas del Toro, generando más de 2,500 empleos indirectos e impactando positivamente en todos los aspectos de la economía local.

Termina construcción de Changuinola I

ENERGIA. Proyecto comenzaría operaciones a finales de mes.

 

Termina construcción de Changuinola I

Luz Ettrick (luz.ettrick@epasa.com)
PANAMA AMERICA
El proyecto hidroeléctrico Changuinola I, ubicado en la provincia de Bocas del Toro, el cual aportará 223 megavatios al plantel energético nacional, se encuentra en la fase de prueba, por lo que se prevé entre a operar a finales de este mes, informó Juan Urriola, secretario Nacional de Energía.La obra desarrollada por la empresa AES Changuinola desde 2005 requirió una inversión aproximada de 600 millones de dólares para la construcción de las instalaciones.

Hace unos meses, AES informó que los embalses de este proyecto estaban llenos y que la magnitud de esta obra equivale al 15% del consumo nacional de electricidad actual.

En otras palabras, la puesta en marcha de la hidroeléctrica Changuinola I, contribuirá a ensanchar la delgada línea que existe entre la oferta y demanda energética del país.

Unos 1442 megavatios se contemplan como la capacidad instalada del parque energético nacional, mientras que la demanda más alta reflejada el 3 de mayo fue de 1286 megavatios.

La diferencia (156 megavatios) es el margen de reserva en el sistema, según estadísticas de la Secretaría Nacional de Energía.

Consciente de esta problemática, Urriola, destacó que una vez que Changuinola I inicie operaciones, al igual que los proyectos de generación eléctrica renovables, se ampliará la oferta en el mercado panameño, un factor vital para la edificación de los megaproyectos pautados para los próximos años.

Adicional a este proyecto, AES tiene en su agenda la construcción de la hidroeléctrica Changuinola II, la que tendrá una capacidad de 214 megavatios y tiene previsto iniciar operaciones en el 2017.

 

Changuinola I culmina embalse

Changuinola I culmina embalse

Concluyó la etapa del llenado del embalse lo que permitirá avanzar hacia el inicio de operaciones y sumar 223 megavatios de energía renovable al país

Descarga de la represa Changuinola I

El embalse del río Changuinola ha alcanzado el nivel 165 metros sobre el nivel del mar; el nivel esperado para anunciar que la hidroeléctrica Changuinola I culminó el llenado del embalse y avanza hacia la fase de llenado del túnel; para posteriormente entrar en pruebas. Una vez culminadas estas, comenzará la operación comercial para aportar 223 megavatios más de energía limpia al país.

Tal como se comunicó a las poblaciones vecinas sobre de las actividades que se están realizando, AES Changuinola informó hoy que al alcanzar el nivel 165 msnm se observará en el sitio de presa un flujo natural de agua sobre el vertedero de la represa. Con este flujo, el cual se incrementará lenta y progresivamente, el río Changuinola recuperará su caudal y comportamiento de siempre.

“Este es un proceso natural necesario, en el cual se han tomado todas las medidas de seguridad, ya que las comunidades vecinas observarán con el paso de los días cómo el río Changuinola mantiene su cauce normal”, indicó Jorge Azcarraga, gerente general de AES Changuinola.

El flujo de agua natural de agua sobre la represa, que en esta ocasión durará cerca de dos meses, cambiará una vez inicien las operaciones la nueva central hidroeléctrica Changuinola I. Esta fase es una oportunidad propicia para mostrar cómo funciona la hidroeléctrica Changuinola I, ya que estos flujos naturales ocurrirán dependiendo de la intensidad de las lluvias en la cuenca del río Changuinola. La represa de la central Changuinola I, no tiene sistema de compuertas, pues está diseñada y construida como una presa de vertido natural; lo que permite que el agua fluya de manera natural rebasando la represa; similar a otras presas del país.

Hace un mes se inició el proceso de llenado del embalse, para lo que se implementaron medidas ambientales y sociales, en las cuales las comunidades del área participaron activamente tanto en el rescate y reubicación de fauna acuática, así como en la recuperación del material vegetativo flotante para garantizar la navegabilidad dentro del embalse. Las comunidades que residían en las áreas del reservorio, están reasentadas en comunidades construidas por AES Changuinola para este fin, a pocos metros de sus antiguas residencias y en común acuerdo con los moradores del área.

En el aspecto social se desarrollaron varias actividades entre ellas la construcción y el mejoramiento de acueductos rurales para 14 comunidades aguas abajo de la represa.

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.

Hidroeléctrica de Changuinola I se prepara para su entrada en operación

Hidroeléctrica de Changuinola I se prepara para su entrada en operación

Changuinola I sumará 223 megawatts de energía al país

Recientemente inició la fase de llenado del embalse, con el fin de poner en operación la nueva central hidroeléctrica  Changuinola I que aportará 223 nuevos megavatios de energía limpia al sistema integrado nacional, proceso que se está ejecutando con importantes medidas ambientales y sociales.

“Estamos orgullosos de poder comenzar operación de creación del nuevo embalse y ejecutar las soluciones ambientales y sociales necesarias, bajo la supervisión de las autoridades, ya que con esta fase entramos en un conteo regresivo para que la hidroeléctrica comience a servir a Panamá con más energía limpia”, indicó el ingeniero Jorge Azcárraga, gerente general de AES Changuinola, el proyecto hidroeléctrico más importante en los últimos 30 años.

De acuerdo con Azcárraga,  para llevar a cabo esta operación,  que se ha estado planificando y organizando desde hace meses.  Igualmente, la empresa emprendió una campaña de comunicación local con el fin de que los moradores de las comunidades aledañas, tanto río abajo como en el área del futuro embalse tengan información veraz y de primera mano.  Adicionalmente,  AES Changuinola mantiene informadas a todas las autoridades competentes de Panamá y Bocas del Toro.

Medidas ambientales y sociales

Más de 100 personas de las comunidades de las áreas cercanas al proyecto, participaron de las actividades de rescate y reubicación de especies acuáticas. También se ejecuta un plan de recuperación del material flotante, donde la comunidad organizada en micro negocios locales estará recogiendo el material vegetativo y no vegetativo, para mantener el futuro embalse limpio para el transporte acuático. Previo al llenado del embalse, se realizó la limpieza y extracción de árboles y de materia vegetativa que a fin de evitar la generación de gas metano, operación que también estuvo a cargo de mano de obra de las comunidades aledañas organizadas.

En cuanto a medidas sociales, junto con el Ministerio de Salud (MINSA), AES construye y mejora acueductos rurales, para beneficiar a 14 comunidades aguas abajo de la represa.  En estrecha coordinación con el Ministerio de Obras Públicas (MOP), se mejora y repara caminos desde San Juan hasta Santa Rosa que facilitarán el transporte a varias comunidades aguas  abajo,  y AES Changuinola también ha dispuesto para uso de las comunidades río abajo diversas alternativas de transporte acuático y terrestre de forma temporal para la movilización y traslado de las personas, mercancías y productos de forma gratuita. 

Se calcula que el llenado del embalse tomará entre 15 a 30 días, dependiendo de las condiciones meteorológicas de lluvias en la cuenca alta del río Changuinola, luego del cierre progresivo de los dos canales de desvío que tuvo lugar el domingo 23 de mayo. Una vez el embalse llegue a su máximo nivel, se restablecerán los niveles previos en el río Changuinola. 

Foto: Luis Eduardo Guillén

Represa de Changuinola I