Deudas y cambio climático acorralan planta de carbón
Fuente: La Prensa
Quemar carbón para generar energía eléctrica en Bahía Las Minas (BLM) fue una opción aparentemente viable hace más de 10 años, pero los problemas financieros que enfrentó el proyecto, la contaminación que representaba su estilo de producción llevaron a clausurar la planta.
n lugar de las fuentes fósiles, como el bunker y el carbón, la solar y la eólica tomaron ventaja como alternativas limpias para producir energía en el futuro.
Para montar la planta de carbón hubo que construir una caldera con una inversión millonaria que no generó los frutos esperados y ha obligado al Estado, como socio accionista, a meterse la mano en el bolsillo para enfrentar deuda pendiente.
La decisión de sacar del mercado a las plantas térmicas de baja eficiencia y con alto costo que son contaminantes, forma parte de las políticas energéticas, y según anunció en junio pasado el presidente Laurentino Cortizo, estas plantas saldrán del mercado a más tardar a finales de 2023.
Planta de carbón de Minera se reconvertiría a gas natural
Actualmente está en operación la planta de generación a base de carbón del proyecto Cobre Panamá, en Donoso, provincia de Colón. Esta planta tiene una capacidad de 300 megavatios y la energía que produce es utilizada para abastecer la necesidad de electricidad en sus operaciones.
El excedente de generación de la planta es vendido al sistema interconectado para suplir al mercado nacional. No obstante, de acuerdo con el Ejecutivo parte de la negociación en la comisión donde participan representantes del Gobierno y de la empresa para un nuevo contrato con la empresa minera busca reconvertir esa planta eléctrica al uso de gas natural licuado.
El cierre definitivo de la planta de carbón de BLM fue autorizado por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) mediante resolución 17129 del 14 de septiembre de 2021.
La Ley 6 de 1997, que regula el sector eléctrico, establece que es obligación de las empresas generadoras informar a la ASEP con un año de anticipación sobre el cierre cuando se trata de una planta mayor a 30 megavatios de capacidad.
La compañía mixta había solicitado el retiro del ciclo de vapor, constituido por la caldera de carbón y cuatro unidades de vapor, que en total sumaban 280 megavatios. Pero, además, la empresa pidió modificar la licencia de operación que había recibido en 1998 por 280 megavatios para reducirla a una capacidad instalada de 102 megavatios.
La empresa Celsia, a cargo de la operación, informó a este diario que esta planta térmica es a base de diésel y se tendrá como respaldo para el sistema eléctrico. El Estado, en tanto, seguirá siendo socio en este proyecto.
Los elevados costos operativos, el no contar con contrato de despacho de energía con las distribuidoras Naturgy y ENSA, además del uso de un combustible fósil que tropieza con la política de descarbonización de la matriz, están entre las razones que llevaron al cierre.
BLM, ubicada en Cativá, Colón, era la única planta que utilizaba carbón pulverizado como fuente de generación para abastecer al mercado panameño.
Un negocio sin ganancia
El proyecto de BLM originalmente utilizaba bunker y fue reconvertido a carbón entre 2007 y 2010.
En 2007, Suez Energy compró el 51% de las acciones de BLM a Ashmore Energy International.
Para ejecutar el proyecto de reconversión a carbón se negoció y contrató un financiamiento estructurado por hasta $175 millones a un grupo de bancos, entre ellos, Banco General y Banco Nacional de Panamá.
En la empresa mixta BLM, el Estado tiene el 49% de participación y actualmente Celsia el 51% restante. Suez vendió en 2014 su participación accionaria a Celsia.
Posteriormente, en noviembre de 2009, el Gabinete autorizó al Ministerio de Economía y Finanzas en representación del Estado a suscribir un contrato de préstamo por $40 millones con el Banco Nacional de Panamá para cumplir con obligaciones de pagos de BLM.
Matriz energética. Capacidad y tecnología
3,829 MW
Es la capacidad instalada de Panamá por tecnología de generación, según el informe hasta agosto de la ASEP.
45.7%
Es el porcentaje de generación con hidroeléctricas de pasada y embalse de la capacidad instalada del país.
9.9%
Es la capacidad instalada en plantas fotovoltaicas.
7%
Capacidad instalada en plantas eólicas.
La planta de carbón arrancó en 2010 con seis meses de retraso debido a que la empresa contratista italiana Sadelmi se declaró en quiebra y fue necesario buscar a otra compañía para que terminara los trabajos de construcción de la caldera. Los tropiezos nunca faltaron.
Como consecuencia del retraso, BLM tuvo que cumplir con los contratos de suministro de energía que ya había pactado con las empresas distribuidoras, con lo cual se generaron pérdidas millonarias a la empresa porque tuvo que entregar energía generada con diésel a un precio más alto que si lo hubiera hecho con carbón.
La última capitalización a BLM fue en 2019 con un aporte de $18.7 millones por parte del Estado y $20 millones por la empresa.
Pese a esta capitalización no se lograron obtener resultados financieros favorables, lo que llevó a la decisión de disolución del proyecto de carbón.
Luego, en abril de 2021, el Estado tuvo que hacer otro aporte de $15.2 millones y la empresa Celsia $16.1 millones, para cancelar las deudas y compromisos financieros pendientes.
La decisión de cierre de la planta se autorizó después de un análisis de mercado en el cual se concluyó que no representa riesgo de desabastecimiento de energía para el consumo nacional.
Indica la ASEP que en los escenarios evaluados se prevé una probabilidad de déficit de energía del 2%.
En cuanto a la potencia disponible, explica la resolución de la ASEP, el punto más crítico se prevé en las semanas 5 y 6 de 2022 (principios de febrero), cuando posiblemente la potencia requerida es ligeramente superior a la potencia disponible de las centrales hidroeléctricas y termoeléctricas. Sin embargo, añade que considerando el aporte de la generación de las renovables no convencionales (solar y eólica) la potencia disponible superaría la requerida.
“La salida de la red eléctrica de esta planta dará más oportunidad para fomentar nuevos proyectos de generación renovable”, afirma el secretario de Energía, Jorge Rivera Staff.
“Para eso estamos desarrollando la Estrategia de Innovación del Sistema Interconectado Nacional, para hacer los ajustes y mejoras regulatorias, operativas y legales que permitan concretamente dar ese impulso adicional a las renovables”, añadió Rivera Staff.
Según la Secretaría Nacional de Energía, el retiro de las unidades de generación a carbón de BLM cumple con la hoja de ruta para la descarbonización de la matriz energética establecida en los lineamientos de la Agenda de Transición Energética de Panamá. Además, consolida el cumplimiento con el compromiso adquirido ante la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático presentados por Panamá en diciembre de 2020, dentro del Acuerdo de París.
Proceso sancionador
BLM tiene un proceso sancionador en la ASEP por incumplir con los pasos para el retiro de las unidades.
La ASEP señaló que este proceso sancionador se mantiene ante la Comisión Sustanciadora de esta entidad reguladora y que el mismo aún no ha culminado. Destacó que no se debe entender que los efectos de la resolución que autoriza el retiro de las unidades “son una exoneración implícita del posible incumplimiento que tuvo en el procedimiento de retiro de las unidades” del ciclo de vapor de BLM.
