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• rikt2008

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Introducción Esta revisión bibliográfica contiene información resumida de distintos aspectos de la red eléctrica panameña, aquí encontrara descripción de la conformación actual (2015) de la red eléctrica, la capacidad instalada en plantas, y un poco de la evolución histórica de diversos factores que influencian al sector eléctrico. Lo que se busca en este trabajo es encontrar los diversos factores que afectan y que son afectados por el sector eléctrico, una vez se encuentran estos factores se resaltan los puntos débiles y las virtudes de un tipo de red eléctrica vs el otro.

Desarrollo del contenido 1. Descripción del Sistema interconectado nacional (SIN) a. Generación: i. Clasificación de tecnologías de generación y capacidad instaladas. HIDRO: La producción de electricidad en una central hidroeléctrica se basa en la transformación de la energía cinética de un cierto caudal de agua que mueve una turbina hidráulica, en energía eléctrica producida por un alternador acoplado al eje de la turbina. La energía cinética del agua puede obtenerse directamente del caudal de un río, o bien, aprovechando y creando un desnivel suficiente en su cauce mediante una presa o canal. BUNKER: es un combustible residual que se obtiene de la destilación y refinación de los hidrocarburos, generalmente tiene un precio bajo por esa condición (residuo) es por esto que se prioriza su uso en aplicaciones donde el consumo de energía es importante, como las aplicaciones navales, la generación eléctrica, hornos de precalentamiento de Palanquilla en las Acerías, etc. DIESEL: se utiliza en las centrales eléctricas de dos maneras diferentes. Éste se puede quemar y para calentar el agua que ejecutará un generador de vapor o se puede utilizar para ejecutar un motor de combustión y darle energía a un generador directamente. Los motores pueden ser de cuatro o de dos tiempos de hasta 20 MVA. Suelen ser utilizados en regiones remotas o caso de emergencia por su rápido proceso para la generación. CARBON: Las plantas a carbón producen electricidad a partir de la combustión de carbón, en un generador de vapor que transforma el agua en vapor de alta presión y alta temperatura. El vapor circula por una serie de turbinas de vapor que impulsan un generador eléctrico para producir electricidad. El vapor de escape de las turbinas se refrigera, por

1

condensación se convierte en agua y finalmente se devuelve al generador de vapor para recomenzar el proceso.

EÓLICO: La energía eólica es la energía cuyo origen proviene del movimiento de masa de aire opera de manera similar a la generación de electricidad por motores de combustión solo que la energía aprovechada no proviene de un combustible fósil sino de la energía cinética del viento que es transmitida una hélice y de esta acoplada a un eje, de este a un juego de engranajes dan el torque para girar un generador el cual según el diseño del sistema eólico entregara una potencia neta que dependerá de la velocidad del viento. La capacidad instalada en la república de Panamá se puede ver en la tabla 1.1, dentro de esta tabla se puede ver que la capacidad en generación eólica es muy baja, esto solo se debe a que la mayoría de los proyectos se encuentran en construcción ya que es una tecnología nueva en panamá, además de esto no se reflejan las plantas solares ya que actualmente ofrecen muy baja potencia comparativamente, estas tecnología se estudian más a fondo en el punto 13. CAPACIDAD INSTALADA POR TIPO DE CENTRAL 2009 - 2013 (MW) Total Variación vs Hidrául Térmica

Años

2009 2010 2011 2012 2013

1,818.7 1,975.7 2,391.4 2,421.7 2,546.1

Año

ica

Anterior (%) 9.7 8.6 21.0 1.3 5.1

878.9 935.9 1,351.3 1,468.1 1,493.8

Eólica

939.8 1039.8 1,040.1 953.6 1,032.3

20.0

Tabla 1.1 Capacidad instalada. Fuente: SECRETARIA NACIONAL 2014. ii. Empresas participantes Los actuales generadores del Mercado Eléctrico panameño son: 

Alternegy, S. A.



Empresa Generadora Fortuna



AES Panamá



Empresa de Generación Eléctrica



Bontex, S.A.



Caldera Energy Corp.



Generadora del Atlántico



COPESA



Generadora Pedregalito, S. A.



Empresa de Energía y Servicios de



Generadora Rio Chico, S. A.

Panamá, S. A.



Hidro Boquerón

Hidro Candela

2



Ideal Panamá, S. A.



Pedregal Power Company



Paso Ancho Hydro Power



Saltos del Francoli, S. A.



Paso Ancho Hydro Power



Celsia



PAN-AM Generating Ltd.

3



b. Transmisión



La red de transmisión del Sistema Interconectado Nacional (SIN) está constituida por las líneas de transmisión de alta tensión, subestaciones, transformadores y otros elementos eléctricos necesarios para recibir la energía eléctrica producida por las plantas generadoras y transportarla a los diferentes puntos de entrega. La longitud de las líneas de 230 kV del sistema, en 2003 es de 1,107.5 km. La extensión de las líneas de 115 kV es de 306.5 km.



En el Gráfico 1.1 se muestra la evolución de las pérdidas del sistema de transmisión en 2003, calculadas como porcentaje de la energía recibida por el sistema de transmisión. Estas pérdidas varían desde un mínimo de 1.53 % en el mes de octubre, hasta un máximo de 4.24 % en el mes de diciembre. A diferencia del año 2002, en el cual el promedio anual de las pérdidas fue de 3.74 %, para 2003 dicho promedio disminuyó a un 2.87 %.



Las mayores pérdidas del sistema de transmisión ocurren durante los meses de mayor generación hidroeléctrica, principalmente de las centrales Fortuna, La Estrella y Los Valles, ubicadas al occidente del país y por lo tanto alejadas de los principales centros de consumo, ubicados en la ciudad de Panamá y zonas aledañas.



En el gráfico 1.2 se aprecia, de manera continua, el comportamiento de las pérdidas del sistema de transmisión tanto para 2002 como para 2003.

 

Grafico 1.1 Fuente: ASEP, estadísticas 2003

 

Grafico 1.2 Fuente: ASEP, Estadísticas 2003.



c. Distribución



Panamá tiene tres grandes regiones para el SIN, esta división se puede ver en la figura 1.1, a continuación se describen las zonas ocupadas por las tres empresas distribuidoras de panama



EDEMET



Zona Panamá Centro: Abarca toda el área metropolitana de la provincia de Panamá, incluyendo las áreas revertidas del sector pacifico.



Zona Panamá Oeste: Se extiende desde el puente centenario hasta San Carlós, además cubre las áreas revertidas de Howard y Rodman.



Zona Interior: Provincias Centrales de Coclé, Veraguas, Herrera y Los Santos.



EDECHI



Zona Chiriquí: Cubre las provincias de Chiriquí y Bocas del Toro.

ENSA

 

Figura 1.1 Regiones de concesiones. Etesa 2015.



ENSA



Sector Este de la ciudad y provincia de Panamá



Golfo de Panamá



Provincia de Colón



Sistemas Aislados de Darién y Guna Yala



Zonas fronterizas con Colombia



d. Grandes Clientes



El gran cliente tiene la opción de participar en el mercado mayorista de electricidad (MME) comprando la potencia medida a la empresa distribuidora, y podrá negociar libremente los términos y suministros de energía con otros agentes del mercado ya sea en la bolsa de energía o en el mercado ocasional.



Las normas que definen a él gran cliente:



Gran cliente activo: Es el que decide participar en el mercado mayorista, y es responsable de todos los cargos que resultan del mercado mayorista. El gran cliente activo debe de informarle al CND la fecha de entrada como participante consumidor.



Gran cliente pasivo: se rige por las reglas comerciales a través de un contrato de suministro con otro agente del mercado, y no puede participar directamente en el mercado ocasional.



El gran cliente necesita una demanda máxima superior de 100 KW por sitio. Si es inferior al límite establecido por más de 4 meses consecutivos, perderá su condición de gran cliente y deberá regirse bajo las normas de la empresa distribuidora.



El gran cliente que previamente no esté vinculado a la empresa distribuidora y se conectan directamente al sistema de transmisión deberán contratar potencia a través de n contrato de suministro con un participante productor. Si ya ha sido vinculado a la empresa distribuidora, deberá seguir comprando potencia a la empresa distribuidora. Si está conectado al sistema de transmisión no podrá regresar como cliente regulado hasta transcurridos 12 meses



El gran cliente con demanda máxima igual o mayor de 500 KW y que opte por participar en el mercado mayorista de electricidad (MME), deberá contar con un

sistema de medición comercial (SMEC), de acuerdo a lo que establece el reglamento de operación. También tiene libre acceso a las redes de transmisión y distribución según la ley N°6 decreto 22. 

Participación en el Mercado Ocasional



Para realizar compras en el mercado ocasional, deberá proporcionar al CND la información necesaria para la programación y el despacho semestral, semanal y diario, dentro de los plazos establecidos en las normas y procedimientos que se encuentran en el reglamento de operación.



Un gran cliente puede desvincularse como participante consumidor por las siguientes razones:



Abandono total o parcial de su actividad



Abstenerse en condiciones de un cliente regulado mediante el suministro a través de la empresa distribuidora



Por convertirse en auto generador o cogenerador



Por perder la condición de gran cliente de acuerdo con lo que establecen las disposiciones legales vigentes

   

Entre grandes clientes del mercado eléctrico panameño tenemos:



Cemento Panamá



Cemento Bayano



MegaDepot



Ricamar



2. Generación aislada de panamá: empresas, Regiones de concesión, capacidad instalada, población beneficiada.



Una instalación de generación eléctrica aislada de red es un sistema que permite suministrar energía en lugares a los que no llega la red eléctrica. Esta opción representa una alternativa a los contaminantes grupos diésel.



Los sistemas de conexión eléctrica en los sectores rurales son hechos por el gobierno ya que resulta de muchos costos para las empresas generadoras por ser sectores de escasa población y de sectores muy apartados.



Entre las empresas que brindan el servicio de generación aislada están:

 

Petroterminal de Panamá S.A. Térmica del Noreste, S.A.



PETROTERMINAL DE PANAMÁ S.A.



La ley Nº3 del 9 de febrero de 1997 de la Rep. De Panamá, permitió a las empresas privadas entrar en el mercado de generación y distribución de energía eléctrica.



Atreves de contrato de contrato de suministro de energía y potencia con gas natural Fenosa. Petroterminal de panamá S.A., tiene instalado en isla colon, provincia de bocas del toro una planta termoeléctrica de 4 MW, la cual proporciona electricidad a las islas Colón, Carenero, Bastimento y Solarte.



TÉRMICA DEL NORESTE, S.A. (TERNOR)



En la tabla 1.2 se puede ver un desglose del área ocupada por la compañía TERNOR, en la figura 1.2 se pueden ver los puntos específicos de dichas plantas en el mapa de panamá.

         

NOM

 

TERMOELECTRICA TERNOR PLANTAS Y CAPACIDAD INSTALADA TIEMPO  UBICACIÓN  POB  Capacid

BRE

LACI

Term

ON

oeléc

ad

tricas Boca





de 

Cupé Jaqué



Gara



chiné Tucut



í Santa 



Duración: 

Distrito de

15 años.

Pinogana,

25 de

Provincia de

enero de

Darién.

2001. 

 

46

90 kW.



365 kW



480 kW

951

Chepigana,



hab.

Provincia de



Darién.

Fe La





850 kW 

Palm 





la Sahilatura

Narg

de Narganá,

aná

Comarca de

Río

Kuna Yala Río Azúcar,



Azúc

Comarca de

ar Otoq

Kuna Yala Corregimient





31,5

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Taboga,

ga

Provincia de



145 kW

57 h ab.



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ue 

1,570 kW

a 

70 kW



70 kW



275 kW



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

250 kW

130 hab.

Panamá. 

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

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Miguel, 

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Provincia de

el

Panamá 

Archipiélago

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

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de las Perlas 

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

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

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pasa

Panamá

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Corregimient

Duración:

o de

15 años

Chepillo,

1 de

Distrito de

39 h

diciembre

Chepo,

ab

de 1998

Provincia de



46 1 

135 kW

Panamá 

Tabla 1.2 Distribución de la compañía térmica del noreste,s.a.



Figura 1.2. Localización de las plantas de TERNOR. Enipedia 2015.



3. Descripción de la interconexión Colombia-Panamá



La interconexión consiste en una línea de transmisión de 600 km de distancia la cual ira desde la

subestación panamá II ubicada en la provincia de Panamá hasta la

subestación Cerromotaso ubicado en el departamento de córdoba en Colombia (Ver figura 1.3), esta rodeara el golfo de Urabá y cruza la frontera y cruza a través del municipio de Acandí, lo cual permite evitar la intervención en el

Parque Nacional

Natural de los Katíos, en Colombia y el Parque Nacional el Darién, en Panamá, los cuales representaban un reto debido a la intervención de las autoridades ambientales. 

La capacidad de la línea que se contempló al inicio de proyecto era de 300 MW, sin embargo el año pasado se decidido actualizar a una capacidad de 400 MW. En la confección de la línea se empleara la tecnología de transición en corriente directa (HVDC) la cual brinda grandes benefician tanto económicos, económico y ambiental.



La construcción de esta línea tiene como objetivo la construcción de una infraestructura que permita la exportación de energía al istmo centroamericano y sirva como complemento fundamental para la consolidación de una visión de integración regional. También se busca abastecer el déficit de energía eléctrica en Centroamérica, donde, según expertos, ocho millones de personas (1 de cada 5) no tienen acceso a la electricidad. Por eso la ejecución de esta línea posibilitara el acceso a fuentes de generación económicas con beneficio para los usuarios, permitirá el uso optimizado de los recursos energéticos y de la generación excedente, con el consecuente beneficio en términos de ahorro de combustible y reducción de emisiones.

 

Figura 1.3: ruta interconexión Panamá-Colombia



4. Mercado Eléctrico Regional (MER)



EL MER es el encargado del intercambio de energía entre los países de Centroamérica, manteniendo un orden y reglas para garantizar el libre tránsito o circulación de energía eléctrica. El mercado funciona bajo el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central, donde se establece que el MER es un séptimo

mercado, superpuesto con los seis mercados existentes, donde los agentes habilitados realizaran sus transacciones energéticas. 

Los organismos relacionados que conforman el MER:



Unidad Ejecutora del Proyecto SIEPAC: Su misión ha sido la ejecución de las cooperaciones técnicas para la ejecución del proyecto



Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE): Regula las relaciones entre las instituciones públicas y privadas que se conectan al sistema y de fijar las tarifas, cede en Guatemala



Empresa Propietaria de la Red (EPR): Responsables de la ejecución del proyecto y de la operación del sistema, integrada por las empresas eléctricas de los países miembros y asociados, cede en Costa Rica



Ente Operador Regional (EOR): Responsables del despacho e intercambio de energía entre países, en su calidad de administrador del mercado, cede en El Salvador



Consejo Director del MER (CD MER): Desarrolla el mercado eléctrico regional, facilita el cumplimiento de los compromisos establecidos y coordina la interrelación con el resto de los organismos regionales (CRIE y EOR)



Estas instancias son apoyadas por el Consejo de Electrificación de América Central (CEAC).



Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC)



El objetivo primordial es convertir el sistema en uno de los ejes de desarrollo regional a través de la integración de los sistemas eléctricos de América Central, para poder disminuir el costo de la energía, la confiabilidad del suministro, e implementar nuevas economías de escala.



El sistema consiste en una línea de transmisión eléctrica de 1,790 Km, 230 Kv y 28 bahías de acceso con 15 subestaciones a través de 6 países: Guatemala, El Salvador, Honduras, Nicaragua, Costa Rica y Panamá (Ver figura 1.4). Con la red ya instalada se dispondrá de una capacidad de hasta 300 MW. Esta construcción beneficiaria en gran manera a Centro América tales como:



El uso óptimo de recursos energéticos de la región



Permite una planificación racional de las inversiones en generación



Disminuye los precios de electricidad



Mejor calidad y confiabilidad de suministro



Se aprovecha de manera compartida la generación de electricidad



Proveen un mercado más amplio y por lo tanto mayor competencia de generación



La inversión para poder realizar este proyecto seria de aproximadamente US$494 millones, es una inversión muy grande por eso es necesario la mano de muchos inversionistas para lograr este proyecto.

 

Figura 1.4. SIEPAC



5. Centro Nacional de Despacho (CND)



El CND inicia bajo la administración del IRHE (Instituto de Recursos Hidráulicos y Electrificación) en 1977, con el nombre de Centro de Control. Luego le es cambiado el nombre a COPSI (Centro de Operaciones del Sistema Integrado), con la liberación del mercado eléctrico nacional COPSI pasa a formar parte de ETESA (Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A.) para ser renombrado como el Centro Nacional de Despacho.

 



El CND es el encargado de coordinar las operaciones y transacciones del mercado eléctrico nacional, es como el administrador de la generación, ya que monitorea y controla el sistema eléctrico nacional, es el que determina todas las acciones que hay que hacer en la generación eléctrica nacional, asegurando una libre competencia utilizando sus normas y promoviendo la inversión en la actividad eléctrica. Actualmente el CND tiene una demanda de 1982.3 MW generadas por Hidroeléctricas y Termoeléctricas.



El CND es el encargado de la planificación de operación del SIN (Sistema Interconectado Nacional) ya sea su mantenimiento, su operación de intercambios internacionales y el control de los equipos conectados en el SIN. También administra el MME (Mercado Mayorista de Electricidad) y el MER (Mercado Eléctrico Regional), coordinándoles todas sus transacciones del mercado de contratos u ocasional, las liquidación de transacciones internacionales de Panamá y lo que es la gestión de pagos o cobro. También son los encargados de la certificación y verificación de los medidores del SMEC (Sistema de Medición Eléctrica Comercial), el mantenimiento, operación y programación del sistema de control y adquisición de datos (SCADA).



Se piensa muchas veces que el CND es una empresa dependiente de ETESA, pero es una empresa que trabaja independientemente que trabaja sin fines de lucro que asegura una transparencia para poder cumplir con sus normas técnicas de calidad y así disponer de una mejor gestión.



6. Empresa de transmisión S.A. (ETESA)



La Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA) es una sociedad anónima con capital 100% estatal, ETESA, se centra en el transporte de energía eléctrica en alta tensión desde el punto de entrega de esta energía por el generador hasta el punto de recepción por la empresa distribuidora o Gran Cliente



Sus ingresos de ETESA provienen de las tarifas asociadas con el acceso y uso de las redes de transmisión que pagan los Agentes del Mercado (Generadoras y Distribuidoras de Energía).



Funciones y Responsabilidades



Prestación del Servicio de Transmisión de Energía Eléctrica en alta tensión en forma



no discriminatoria, por su cuenta y riesgo. Planeamiento de la expansión, la construcción de ampliaciones y refuerzos de la red de transmisión. Preparar el Plan de Expansión de Generación y Transmisión para el Sistema Interconectado Nacional.



Planificar y operar de forma eficiente y confiable el Sistema Interconectado Nacional



(SIN) desde el Centro Nacional de Despacho. Realizar estudios básicos necesarios para identificar posibilidades de desarrollo



hidroeléctrico y geotérmico. Expandir, operar, mantener y prestar los servicios relacionados con la red nacional de Hidrometeorología.

  

7. Autoridad de servicios públicos (ASEP).



Este tiene como objetivo regular y fiscalizar a las empresas prestadoras de los servicios públicos de abastecimiento de agua potable y alcantarillado sanitario, electricidad, telecomunicaciones, radio y televisión y las dedicadas a la transmisión y distribución de gas natural, a fin de garantizar a toda la población servicios públicos adecuados, eficientes, confiables, ambientalmente seguros, a precios justos y razonables.



8. Secretaria Nacional de Energía (SNE).



Esta tiene como misión conducir la política energética del país, dentro del marco constitucional vigente, para garantizar el suministro competitivo, suficiente, de alta calidad, económicamente viable y ambientalmente sustentable de los recursos energéticos que requiere el desarrollo.



La Secretaría Nacional de Energía adscrita a la Presidencia de República, tiene como misión establecer e impulsar la Política Energética del país para:

   

Garantizar la seguridad del suministro. Lograr el acceso a la electricidad en todo el país. Promover el uso racional y eficiente de la energía y energía eléctrica. Promover la investigación y desarrollo de nuestros recursos naturales con potencial.

  

incluyendo principalmente a las energías renovables y más limpias. Promover el uso de energía de forma sustentable. Apoyar en la implementación de la interconexión eléctrica regional. Cumplir con los compromisos del tiempo de mitigación y adaptación al cambio climático.



9. ENSA (Elektra Noreste, S.A.)



Es una empresa distribuidora de electricidad dedicada a distribuir a las zonas de Colon, Panamá Este, Comarca Guna Yala y Darién, donde le suministra electricidad a las de 360000 clientes. Es una sociedad anónima donde el 51% le pertenece a EPM

(Empresas Públicas de Medellín), el 48.3% al estado panameño y el 0.7% a empleados y ex trabajadores de la empresa. 

10. Gas Unión Fenosa



La empresa Gas Unión Fenosa es una empresa multinacional Española presente en más de 25 países dedicados a la integración de gas y electricidad.



Generación eléctrica



Cuentan con 4 centrales Hidroeléctricas y 2 Térmicas con una capacidad de 31978 MW.

    

Distribución eléctrica



La distribución eléctrica de Gas Unión Fenosa en Panamá está dividida en:



Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A. (EDEMET): Panamá Centro, Panamá Oeste y Provincias Centrales.



Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A. (EDECHI): Provincias de Chiriquí y Bocas del Toro.



11. Capacidad instalada del sistema del sistema de generación de panamá y su evolución. 

Capacidad Instalada, Efectiva, Potencia Firme, Disponibilidad Operativa, Energía Bruta Generada y Factor de Planta de las Plantas del Sistema Por Agentes del



Totales



Mercado  Año: 2013 - al 31 de Diciembre Cap  Cap  Pote



Dis



Ener

aci

aci

ncia

po

gía

dad

dad

Firm

nib

Brut

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

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M

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







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2

1

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

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

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

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

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1

5

1

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

Eólica



Hidro













% 

Tabla 11.1. Capacidad Instalada y Potencia Firme. Secretaria Nacional de Energía 2014.



De acuerdo con datos de la Secretaría de Energía, actualmente, el país cuenta con 2.981 megavatios (MW) de capacidad instalada, aproximadamente.



La entidad proyecta un aumento a futuro en el consumo eléctrico en torno a los 20.853,08 gigavatios hora (GWh) de demanda total de energía eléctrica, considerando la tendencia de crecimiento económico al año 2028.



Esta estimación representa el desafío de incorporar 5.153 MW de capacidad instalada al sistema energético panameño.



‘Panamá es un país importador de recursos energéticos, cuyos oscilantes precios han incrementado los costos marginales de generación de energía y el precio de la electricidad’, sustentó la institución, en un comunicado, tras la firma del acuerdo de cooperación técnica con las Naciones Unidas para diseñar el futuro Plan de Energía 2015-2050.



La matriz de energía eléctrica de panameña está compuesta en un 57,1% de fuentes renovables, 39,8% de generación térmica y 3% del eólico.



La siguiente imagen (Tabla 11.2) muestra una evolución anual de las empresas que han entrado al sistema interconectado nacional:

 

EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA S.A.

CAPACIDAD INSTALADA PREVISTA VS FACTURADA (MW) 



Detalle





01/j ul/2

2001-

009

010

011

30/jun

-

-

-

/2013

30/j

30/j

06/

un/

un/

30/

201

201

201

0 1,7

1 1,7

2 2,1





59.



62 300



81 300



300



260



260

S/E CALDERA



101



101



101



.96 120



.96 120



.96 120



2,338.

94.

260





22.



EGESA S/E

01/jul/

ul/2

260

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

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

40 280

 

40 280

 

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

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 

40



280

40 280



COPESA



46



46



46



46



PAN-AM



96



96



96



96



PACORA-



53.



53.



53.

POWER ALGARROBOS

53

53

7.4



9.8



9.8

MENDRE



9.8



6 19.



6 19.

CONCEPCION



8 10



75 10

ACP



95



116



112

MIRAFLORES EL GIRAL o



50.



50.



50.



Térmica del Caribe TERMICA CATIVA

52 

87.



52 

87.



53.53

53









AES

PEDREGAL



01/j



Panamá EGE BLM, S.A.











01/j

FORTUNA







49 300

 

TOTAL

PERIODO TARIFARIO 2009-2013



9.86



19.75

75 0

  

0 112 50.52

52 

87.



87.2

o IDB 

2 

ACP COLON



TERMO COLON



BAJO DE MINA GUALACA





15

2 

15

2  



15



15

150



150



0



26.



56



0



2 12.



2.1



25.2

150

150



56

6 

Baitún







29.



88.7



Lorena







57 33.



33.8

Prudencia







8 46.

Chan I







67 203

Bajo Frío







.9 0



6 9.33

Cochea







0



8.33

Mendre 2





Pando







7 0



5.33



Monte Lirio







0



8.61



Concepción





RP-490







0

Bajos de Totuma







0



2.5

Perlas Norte







0



7.5

Perlas Sur







0



7.5

Pedregalito







20



20

Pedregalito 2







10.



13



5.47



5.05

     

     

 



 

222.4



0.6





10

El Fraile







83 3.1

La Huaca







9 1.2

56



8

10 4.14

6 

Fuente: ETESA/G. Planeamiento/G. Tarifas y A 



Tabla 11.2. EVOLUCION DE LA CAPACIDAD INSTALADA.

MERCADO MAYORISTA DE ELECTRICIDAD DE PANAMA 





M





T

 T

COS





G 

D

 

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

1



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

72



2





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.

.

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.

.

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

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

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

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.

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.

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 0,

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 96

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



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

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

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

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

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

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.

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





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.

.

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.

.

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

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

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

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.

.

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.

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,

 0,

 1.

 6.

 14

 11

 48

 1

 1

 1





T



T



9



T



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

4



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

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

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



7

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.

.

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.

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.

.

2

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

1 5



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

9

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.

.

9

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.

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.

.

1

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5

6

94



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

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

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.

.

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.

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.

.

7

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1

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,

,

7

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2

 4.

 6.

 4.

 18

 20

 10

 1

 1

 1





T





T

155,



48



T





60

T



125,

232,



50



153, 61



97



5



5



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.

.

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.

9

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.

.

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





5

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.

.

1

16

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.

7

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.

.

9

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10



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

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

5

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.

.

4

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.

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.

.

3

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

8 6 .



3 6 .



8 0

 3.

 5.

 7.

 7.

 83

 12

 31

 94

 1

 1

 1

 1

99





T



T



27



T



178,

222,



21



193, 76



12



6

2

.

0

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.

.

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

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

2





17

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



15

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.

.

9

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.

.

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

2 7



2 6



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.

.

3

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.

.

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

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

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

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



11

58

86,

.

.

7

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2

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.

 1

 1

 2





T



T



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

211,

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

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

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

14



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

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

10

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

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

.

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,

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3

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,

,

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3

6

8

0

 12

 1.

 2

11.3: Mercado mayorista de electricidad en Panamá

 

12. Descripción del sistema eléctrico de la Autoridad del Canal de Panamá (ACP)



El sistema eléctrico de la ACP es considerado por el SIN como una isla eléctrica, es decir tiene la capacidad de salir del sistema y funcionar autónomamente sin intervención externa, además está catalogado como el auto generador más grande con una capacidad instalada de 232 MW (excluyendo las plantas de vapor que ya están inactivas), con capacidad de auto generador.



El CND no cuenta con el control completo de sus plantas, según [12.1], solamente cuentan con una potencia firme total de 116.77, dentro de las cuales solo están incluidas las plantas de Miraflores y las plantas ACPBU_7 y ACPBU_8, hay que notar que la ACP cuenta con las plantas de bayano y Madden pero estas no están reguladas por el CND en termino de potencia extraíble.



El sistema eléctrico de la ACP funciona a 115 KV y 44KV a nivel de transmisión, y se interconectan con el SIN a través de la Sub estación de Miraflores como se muestra en la figura 12.1. La distribución se realiza primordialmente a través de subestaciones en los sistemas de 2.4 y 12 kilovoltios y se distribuye a través de aproximadamente 90 kilómetros (55.8 millas) para interconectar todas las plantas de generación, subestaciones e instalaciones del Canal.





Figura 12.1 Diagrama unifilar que muestra la conexión de la sub estación de Miraflores con el SIN, extraído de [12.2]



13. Proyectos de generación eléctrica renovables comerciales (eólico y solar)



La integración de sistemas renovables en Panamá es bastante nueva, por esta razón se encuentran en operación pocas plantas de este tipo, dentro de las cuales están:

  

La rosa de los vientos I (Penonomé- Eólico): 52.5 MW Sarigua (Herrera- Solar): 2.4 MW Fortuna (Chiriquí- Solar): 12 MW



Sin embargo debido a un movimiento por producciones más limpias se estuvo impulsando las licitaciones para este tipo de planta, lo que condujo a la entrega de

licitaciones a una cantidad enorme de empresas dedicadas a la producción renovables, en la tabla 13.1 se puede ver resumida la cantidad de MW licitados tanto en el sector eólico como en el solar, con estos resultados se ve que es preocupante la cantidad tan grande en potencia no firme instalada al sistema, gracias a esto por un tiempo se detuvieron las licitaciones mientras se realizó un estudio de estabilidad del sistema 

Tecnología



Licencias



Licencias



Total

  

Eólico Solar Total

  

Definitivas 931.8 404.98 1336.78

  

provisionales 1192.6 826.18 2018.78

  

2124.4 1231.16 3355.56





Tabla 13.1 Cantidad de MW licitados en fuentes eólicas y solares, fuente: elaboración propia  utilizando datos extraídos de [13.1]

14. Análisis y evolución de precios de los combustibles utilizados para la generación

eléctrica

en

panamá

(diésel.

Diésel

marino,

Bunker

C):

Aprovisionamiento, distribución, costos en los mercados internacionales, etc. 

Los precios de los combustibles han ido aumentando con el pasar de los años, el precio de paridad que aparece en la gráfica 14.1 muestra los precios de importación reflejados en el país de panamá desde el año 2005 hasta el año 2015, en la gráfica 14.2 se pueden ver los precios históricos del diésel marino en distintos puertos importantes en el mundo, se debe notar que la tendencia del precio de los combustibles fósiles es de ir aumentando debido al crecimiento de la economía mundial, aunque esta tendencia se ha estabilizado en los últimos años como se puede ver en la gráfica 14.3 no se sabe cuándo vayan a seguir un ritmo acelerado en el futuro. De la gráfica 14.3 hay que notar que la tendencia de todos los combustibles son semejantes y que sus curvas son casi paralelas.



Debido al aumento de estos precios y su volatilidad un mercado eléctrico basado en combustibles fósiles al 100% no es muy estable.

Precios de paridad de importacion en Panamá de distintos combustibles utilizados en la generacion electrica 4 3 2 1 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Diesel Liviano

Diesel Marino

Bunker C

 

Grafica 14.1 Fuente: Elaboración propia utilizando datos de la Secretaria nacional de energía



[14.1]. Nota: a partir de año 2013 se cambiaron los tipos de diésel comprados a diésel de ultra bajo azufre

 

Grafica 14.2 Precios del MDO (diésel marino) en distintos puertos mundiales, Fuente: Documento de las naciones unidas [14.2], los investigadores utilizaron la herramienta informática de Bunkerworld





Grafica 14.3 Grafica que presenta el precio del bunker y diésel marino en el puerto de Singapur, uno de los principales vendedores de estos productos. Fuente: Ministerio de transporte de nueva Zelanda [14.3], grafica extraída de Bunkerworld  



15. Estudio comparativo de los sistemas eléctricos de la región de Centro América (capacidades instaladas, energía generada, costos de la energía, indicadores energéticos más importantes, etc.)



Para poder conocer como es nuestra situación tenemos que ver también a nuestros vecinos, en un intento de estabilizar las redes eléctricas y permitir el intercambio internacional se creó la SIEPAC, dentro de ella se interconectan distintos países de

Centroamérica, además como entes regulatorios se establecieron las fundaciones SICA y CEAC. En la gráfica 15.1 se puede ver datos gráficos de la conformación de la matriz energética de Centroamérica.

 



Grafica 15.1 Matriz energética de Centroamérica, elaborado año 2014. Fuente: Avina [15.1]

Lo que se busca es establecer una relación entre la producción energética con la economía por esta razón en las gráficas 15.2; 15.3; 15.4; 15.5; 15.6 se muestran valores del producto interno bruto, capacidad instalada, potencia consumida, electrificación y perdidas eléctricas, se puede notar que un buen crecimiento eléctrico impulsa el producto interno bruto del país.

 





Grafica 15.2 Fuente: [15.2]

  Grafica 15.3 Fuente: [15.3] 

CENTROAMÉRICA: EVOLUCIÓN DE LAS PÉRDIDAS



ELÉCTRICAS, 1990-2012 (En porcentajes)





Grafica 15.4 Fuente: [15.3] Fuente: [15.3]

Grafica 15.5





Grafica 15.6 Fuente: [15.4]

Grafica 15.7 Fuente:

Elaboración propia 

con datos de CEPALSTAT [15.5]



Finalmente se cuenta con un recuadro de estadísticas energéticas del sector centroamericano en el año 2012 mostrado en la tabla 15.1.

  

Tabla 15.1 Fuente: CEPAL [15.3]

16. Realice un análisis breve de la situación de los proyectos de generación hidroeléctrico y los grupos originarios del país. Basado en su análisis, presente algunas propuestas de posible solución al problema que permita desarrollar otros proyectos estratégicos para el país logrando acuerdos con los grupos originarios y sostenibles ambientalmente.



Actualmente la necesidad de incrementar la capacidad de generación eléctrica en el país nos ha llevado a buscar posibles ubicaciones en donde podamos instalar plantas de generación hidroeléctricas. Estas ubicaciones suelen ser fuentes de agua que se encuentran en zonas donde residen poblaciones indígenas y que son usadas por estos, por la tanto cualquier construcción en dichas zonas podrían afectar negativamente el modo en que viven.



En el pasado se sabe que se han dado confrontaciones con los pueblos originarios debido a casos en los que se ignoran sus derechos a participar en las decisiones que afectan los territorios. Debido a los efectos negativos que tienen estos proyectos en las zonas como la contaminación es normal que estos pueblos estén en contra a las construcción de plantas hidroeléctricas, pero debido a que esta necesidad ira incrementando hasta tal punto en el que se pueda volver una obligación, y debido a que las condiciones para el funcionamiento de las plantas son más favorables en estas zonas se deberá iniciar una negociación para llegar a un acuerdo mutuo.



Antes de poner en marcha uno de estos proyectos hay que tener en cuenta los efectos que este va a tener en la zona y buscar mitigarlos. Ya que la salud de la personas de estas comunidades se pueden ver afectadas debido a la proximidad de los proyectos sería necesario reubicarlos a una área más alejada y segura, también sería recomendado la construcción de centros de salud en estas comunidades para prevenir cualquier enfermedad que se pueda atribuir al proyecto.



También se hay que tomar en cuenta que el proyecto conlleva deforestación de las zonas adyacentes y contaminación de los ríos, por esto se debe contar con un plan para mitigar estos efectos que agrade a la población como la reforestación en otras zonas y la indemnización por el uso de las tierras.



En conclusión si se busca realizar más proyectos en estas zonas se debe tomar en cuenta la opinión de los pueblos que ya residen en ella y buscar a través de diálogos

un acuerdo mutuo que beneficie a ambos ya que estas zonas pueden ser muy importantes para el futuro del país en cuanto a generación eléctrica se refiere. 

   



Conclusiones



Al estudiar los precios históricos de los combustibles para las plantas de generación térmica se resalta una de las principales razones del porque se han estado desplazando estos tipos de plantas por otros más limpios.



Los proyectos de energías renovables surgieron principalmente por el factor económico, sin embargo el impulso que se le dio a este plan fue extremo, resultando en un desbalance del sistema.



En cualquier momento que se quiera realizar alguna obra siempre hay que tener en cuenta los factores sociales, por esta razón los planes se deberían realizar con una alta transparencia para que todas las partes afectadas puedan llegar a una mediación y una resolución pacífica.



Bibliografía



Datos históricos de mercado 2015



http://www.cnd.com.pa/informes.php?tipo_informe=43&cat=5. Consultado:

1/9/2015.  

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Etesa S.A.”PARA LA CONTRATACIÓN DEL SUMINISTRO DE POTENCIA FIRME Y ENERGÍA REQUERIDA PARA LAS ISLAS COLÓN, BASTIMENTOS, SOLARTE Y CARENERO”. 2015. Disponible: http://www.etesa.com.pa/compras_documentos_ver.php?id=174. Consultado: 28/8/2015.

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 

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Consultado:3/9/2015. [12.1] Actualización informe de confiabilidad 2015, solicitud ASEP DSAN No.2801-14. Disponible: www.cnd.com.pa Consultado 3/9/2015 

[12.2] Informe de seguridad operativa de la red eléctrica del sistema interconectado nacional, periodo 2012. Disponible: www.cnd.com.pa Consultado 3/9/2015



[13.1] Resumen de concesiones y licitaciones de la ASEP, disponible en línea es: http://www.asep.gob.pa/electric/Anexos/resumen_eolico_termico.pdf Consultado 3/9/2015



[14.1] Histórico de precios de paridad de importación, periodo 1992 – 2015. Disponible: http://www.energia.gob.pa/admin/gal/13/files//Historico%20de%20Paridad %201992%20-%202015.pdf Consultado 3/9/2015



[14.2] Oil Prices and Maritime Freight Rates: An Empirical Investigation, documento creado por el secretariado de la unctad, 2010. Disponible: http://unctad.org/en/docs/dtltlb20092_en.pdf Consultado 3/9/2015



[14.3] Pagina del Ministerio de Trasporte de Nueva Zelanda, grafica encontrada en: http://www.transport.govt.nz/ourwork/tmif/transportpriceindices/ti008/ Consultado 3/9/2015

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[15.1] La realidad energética en Centroamérica: matriz de desafíos. Imagen disponible: http://www.avina.net/esp/11427/incontext-46/ Consultado 3/9/2015

[15.2] Centroamérica: Estadísticas del Subsector Eléctrico, 2013. Disponible: http://repositorio.cepal.org/bitstream/handle/11362/36790/LCMEXL1148s_es.pdf? sequence=1 

Consultado 3/9/2015

[15.3] Centroamérica: Estadísticas del Subsector Eléctrico, 2012. Disponible: http://repositorio.cepal.org/bitstream/handle/11362/26293/M20130047_es.pdf? sequence=1 

Consultado 3/9/2015

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[15.4] Plan indicativo regional de expansión de la generación periodo 20112025. Disponible:

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http://www.ceaconline.org/documentos/INFORME_GTPIR_2011_2025.pdf Consultado 3/9/2015

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[15.5] CEPALSTAT, Base de datos. Disponible: http://interwp.cepal.org/sisgen/ConsultaIntegrada.asp? IdAplicacion=6&idTema=131&idIndicador=2204&idioma=e Consultado 3/9/2015

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