Por Rekha Chandiramani
Parte 1
La legislación del mercado eléctrico panameño ha fraguado un cuello de botella donde las generadoras acaparan la mayor flexibilidad y rentabilidad. Los usuarios y el Estado terminan pagando los riesgos, las pérdidas —vía subsidio— y hasta energía que no consumieron.
Una de las concesiones que se empezaron a fraguar después de la invasión de 1989, para que fluyeran los fondos internacionales, y de paso abrir los servicios públicos a la explotación privada, fue el la energía eléctrica. En 1990, después de jurar el poder en una base militar bajo el abrigo del Gobierno de Estados Unidos, Guillermo Endara sentaba las bases para abrir el mercado energético a actores privados. Su sucesor, Ernesto Pérez Balladares, cuyos planes económicos también iban en línea con el modelo neoliberal, a pesar de su pasado político, vio más sentido en lo que llamó ‘corporizar’, es decir, conservar la mitad de las empresas generadoras que ya tenía el Estado para conformarse con dividendos anuales.
Jorge Rivera Staff, actual Secretario de Energía, lo define como ‘liberalización’ en su libro ‘Fundamentos de Derecho Eléctrico’. La ley tiene ‘un contenido eminentemente económico y no tanto jurídico’, porque aun abierto el sector a la inversión privada, se sigue considerando la actividad como un servicio público, explica. Rivera Staff fue entrevistado para esta investigación en enero de 2019, meses antes de ser nombrado en el cargo.
El jurista se refiere a la Ley 6 del 3 de febrero de 1997, que contenía las nuevas reglas del juego para el mercado eléctrico. La actividad, que se divide en tres fases, generación, transmisión y distribución, abría dos de ellas para la inversión privada. La generación no está regulada desde entonces, está abierta a la inversión privada y ofrece precios, al menos en teoría, de libre mercado. La distribución (la tercera cadena del eslabón), también sería privada, pero a diferencia de la generación, sí estaría regulada, es decir, las ganancias de las empresas distribuidoras tienen que ser fijadas y aprobadas por el Estado a través de la Autoridad de los Servicios Públicos (ASEP).
La transmisión en cambio, la segunda cadena del eslabón, la conservaba el Estado. A través de la Empresa de Transmisión Eléctrica (Etesa), el Estado se encarga de garantizar la transmisión de la energía generada hacia las distribuidoras. Por esa transmisión, Etesa recibe entre 2 y 5 centavos por Kw/hora. Con ese monto debe operar, pagar sus deudas, bonos, dar mantenimiento y expandir la red cuando sea necesario, según los planes de expansión.
Mercado de contratos
El diseño del sistema que se fraguó en 1997 permite a las generadoras vender energía de dos formas: en el mercado de contratos o en el mercado ocasional o spot. El mercado de contratos, que en la jerga eléctrica se le conocen como PPA (Power Purchase Agreement), garantizan vía licitación abierta o adjudicación inducida, la compra por parte de las distribuidoras de una determinada carga de energía, potencia, potencia y energía o energía excedente. Estos contratos y licitaciones las hacían las distribuidoras (que hoy son Edemet, Edechi (ambas controladas por Naturgy) y Ensa (propiedad de Empresas Públicas de Medellín EPM), directamente según la Ley 6, sin intervención estatal. Es decir, las distribuidoras, según el plan de demanda consensuado, calculaban la energía requerida y otorgaban los contratos a las generadoras, bajo la supervisión de la ASEP.
Pero esto cambió en el 2009 cuando llegó Ricardo Martinelli al poder. La supervisión del Estado se convirtió en participación directa. El expresidente modificó artículos neurálgicos del la Ley 6, y a partir de esas modificaciones –la más importantes según Rivera— las licitaciones pasaron a manos de Etesa, que hasta ese momento solo era el ente transmisor. La ASEP seguía supervisando las licitaciones junto con la Secretaría de Energía, pero ahora Etesa traza los planes de demanda, hace las licitaciones y adjudica los contratos. A partir de allí, el Gobierno se arrogó la facultad de asignar y seleccionar a las generadoras, el tipo de tecnología de despacho y el precio al cual las distribuidoras les comprarían la energía que luego revenderían a los consumidores finales.
Esto, jurídicamente, no le hacía mucho sentido a Rivera Staff, porque ‘contraviene la Ley 6, donde Etesa tiene funciones privativas de transmisión’. Incluso, aseguró en la entrevista realizada en enero de 2019, que es ‘poco usual’ y que no conoce otro país del mundo donde el sistema de adjudicación sea así.
Podemos deducir que este fue el punto de inflexión que quebró el principio de libre mercado en energía, porque ahora es Etesa —o el Ejecutivo o el presidente— los que asignan los proveedores de las distribuidoras, su tecnología y su ganancia mediante precios fijos por el tiempo que dure el contrato.
En esa línea, el Estado garantiza la adjudicación de energía por contratos hasta el año 2035, o por lo menos un gran porcentaje de la demanda. Hasta el 2016, el 100% de la demanda de energía debía comprarse por contratos. A partir de 2017, esa exigencia bajó al 90%. El resto se podía comprar en el mercado spot. Hasta el año 2021, aún el Estado garantizaba que el 80% debía adquirirse por contratos. Este porcentaje baja paulatinamente un 10% cada dos años hasta llegar al 30% de exigencia para el 2035. Así, las generadoras tienen un mercado asegurado a precios fijos.
El ingeniero Aníbal Grimaldo, con un doctorado en el área y más de 30 años de experiencia en el sector eléctrico, explica que el mercado spot nivela los excedentes o faltantes que surgen entre la energía despachada por las generadoras y la consumida por las distribuidoras. Además de servir al mercado de contratos para cumplir con compromisos de entrega previamente ganados por licitación y en base a los porcentajes que le garantiza el Estado (descritos en el párrafo anterior). Este precio de referencia también da luces de la tecnología que predomina en la generación, que desde hace más de quince años «ha sido marcado por los motores de media velocidad a base de búnker y ciclos combinados de diésel», sostuvo Grimaldo.
El precio promedio del kilovatio en el mercado de contratos es de unos 18 centavos según las fuentes consultadas.
Mercado ‘spot’
El mercado ocasional o spot se basa en el despacho real de energía, donde las centrales son llamadas a operar según el orden creciente de su costo variable. El precio spot es el de la generadora que haya reportado el precio variable más alto, y es el que se utiliza como referencia. Así, el Centro Nacional de Despacho (CND) va llamando a las generadoras por orden de costo variable, empezando por el más bajo.
El CND —bajo el paraguas de Etesa – es quien otorga el precio spot a cada central, mediante una fórmula técnica preestablecida. En teoría, esto sería lo más cercano al precio de mercado, ya que depende de los costos variables de cada generadora, es decir, el costo neto de producción. Así, la energía renovable (hidro, eólica y solar) tienen costo variable nulo, mientras que las de gas natural, búnker o diésel sí lo tienen por la materia prima que consumen, entre otros costos.
Podría pensarse que el problema del alto costo de la energía se resolvería desechando los contratos y comprando toda la energía en el mercado spot. Pero hay otra distorsión. Etesa controla la fijación de precios variables de todas las generadoras, menos una: la del Canal de Panamá, que se clasifica como autogeneradora, sin ser la única.
Por ley, el Canal es el único que ‘oferta’ su precio. Y según fuentes ligadas al sector, es la que usualmente fija el precio spot, por reportar el costo variable más alto.
Un párrafo del prospecto informativo para la emisión de bonos por parte de Alternegy S.A, subsidiaria panameña de la generadora colombiana Celsia, destaca algo contundente: ‘Ciertos participantes en el mercado, tales como la Autoridad del Canal de Panamá (la ‘ACP’), podrían tener ciertas ventajas competitivas respecto al Emisor (Alternegy), ya que no están obligados a pagar ciertos impuestos ni a acatar ciertas regulaciones laborales que el Emisor debe cumplir. En caso que la ACP utilizase sus ventajas competitivas para expandir su participación en el mercado de generación eléctrica (específicamente mediante generación hidroeléctrica), el precio prevaleciente de la electricidad podría disminuir, lo cual, a su vez, podría afectar adversamente los negocios, la condición financiera y/o los resultados operativos del Emisor’. Así describió la empresa el ‘riesgo’ de la estrategia canalera para sus inversionistas en un documento de la Bolsa de Valores.
El ingeniero Grimaldo coincidió con la tesis: si una autogeneradora (la ACP), que además es un brazo estatal, no juega con las mismas reglas que tienen las demás generadoras, se podría estar manipulando el mercado spot.
El precio spot estaba en unos ocho centavos el kwh en promedio en 2019 -al que lo vende la generadora-, mientras que el promedio en el mercado de contratos se pagaba a 20 centavos. Es decir, que una central cuyos costos variables sean más altos al costo en mercado spot o bien que no pueda iniciar el despacho cuando es llamada a arrancar por el Centro Nacional de Despacho (CND), puede comprar energía en el mercado ocasional ‘spot’ y cumplir con la cuota del contrato, y con mayores márgenes de ganancia.
Grimaldo apunta a la necesidad de revisar los contratos porque ‘no se ajustan a la eficiencia actual del sistema’. El experto critica que los precios están por encima de los costos variables, lo que evita que la eficiencia en la generación llegue al usuario final. Advirtió que la interacción del mercado ocasional y el de contratos es compleja y flexible, pero existe el riesgo de que una planta que no esté usando su propia generación se vaya a comprar en el mercado ocasional para satisfacer el contrato. ‘Por eso los contratos deben estar alineados al precio del mercado ocasional’, explica.
La teoría inicial con la que se abrió el sector energético en 1997, según Rivera Staff, tenía sentido porque en ese momento se quería incentivar la inversión privada en el sector, ampliar el inventario de generadoras y favorecer la competencia entre ellas. Además de que para obtener el financiamiento para esas inversiones, los bancos exigen el PPA previamente. Pero, hoy, 22 años después, Staff piensa que ‘hay que revisar las reglas del juego’.
Estudio del CNC: Panamá, uno de los países con la energía más cara
El precio promedio del kilovatio en el mercado ocasional, según el informe del CND del 15 de marzo de 2019 rondaba los 8 centavos. Por otro lado, el precio promedio del kv en el mercado de contratos está en unos 11 centavos. El precio promedio final (el que paga el usuario) por kw es de 20 centavos según la medición del Centro Nacional de Competitividad (CNC).
Un estudio del mismo CNC estableció que el precio promedio de la región en 2018 fue de 15 centavos. Solo República Dominicana y Nicaragua estaban por encima de Panamá en el precio final. Pero Panamá tiene la energía más cara que Honduras, Belice, Bolivia, El Salvador, Costa Rica, Colombia, Brasil, Ecuador, Guatemala, Argentina, Chile y México, en donde el promedio ronda los 15 centavos por kw.
Parte 2: Mercado energético, un cuello de botella que asfixia al usuario final
Ni las caídas en el precio del petróleo ni la sobregeneración en las hidroeléctricas del oeste del país ni la sobreoferta en la capacidad instalada se traducen en ahorros para el consumidor.
Genaro es un ciudadano que reside en Chanis, en la periferia capitalina. Su cuenta de luz, dice, siempre ha ido en aumento. Soledad, otra panameña que labora como enfermera y vive en Tocumen, también se queja del alza —siempre al alza— de su cuenta de electricidad. Y como ellos, muchos ciudadanos no perciben en sus recibos de luz la baja en los precios del combustible, por ejemplo, o la sobregeneración en las hidroeléctricas en tiempos de lluvia.
Y es que la caída en el precio de petróleo que se dio en 2015 y que se esperaba se reflejase en los recibos, nunca llegó al usuario final. En cambio, el gobierno la utilizó para reducir significativamente el subsidio al servicio, que pasó de $376.90 millones pagados en 2014 a $71.20 millones pagados en 2015. También se redujo el umbral para acceder a este subsidio denominado Fondo de Estabilización Tarifaria. Originalmente amparaba a todo consumidor de hasta 500 kw/hora mensuales, mientras que ahora el beneficio es por un consumo máximo de hasta 300 kw/hora al mes.
Además, los subsidios distorsionan el mercado, ‘siempre’, afirmó el expresidente de la Sociedad Panameña de Ingenieros y Arquitectos, Gustavo Bernal. Para él, el objetivo de los subsidios debe ser que el Estado garantice el acceso a la luz. ‘Tenemos que tener conciencia social como panameños, de dónde se aporta para que otros panameños tengan el acceso a los mismos bienes y servicios’. Sin embargo, explicó que en el mercado térmico hay distorsión porque a ellos (las generadoras térmicas) no les cobran impuesto de combustible, y el subsidio se transforma en un subsidio a la generación. Criticó como algo ‘fuera de lo común’ el intento del gobierno de establecer un impuesto a los que instalaran paneles solares. ‘Quieren compensar los ingresos que han dejado de percibir las distribuidoras que estos dos últimos años se cifran en $130 millones que estas le están reclamando a la ASEP, y que ésta está buscando cómo compensar. Están cuidando los ingresos de las distribuidoras’, criticó.
La coyuntura de la tercera línea de transmisión también sumó millones en compensaciones por generación obligada, que debió desembolsar el gobierno a las hidroeléctricas occidentales, principalmente por la generación que no pudieron enviar a la línea de transmisión, debido a la tardía entrega de la tercera línea construida por la el consorcio brasileño Odebrecht, cuyos directivos fueron condenados en Brasil por cargos de corrupción. La ley ampara a las generadoras que no puedan despachar la energía contratada, sin impedirles que puedan venderla directamente a los grandes clientes o bien exportarla, doblando sus ingresos.
«El mercado es mejor asignador de precios y recursos que la planificación estatal»
Jorge Rivera Staff, (en 2019, antes de ser designado como Secretario de Energía)
El ingeniero Aníbal Grimaldo, en un diagnóstico que expuso en septiembre de 2018 en el foro ‘Crisis y futuro energético en Panamá’, enumeró algunas de las distorsiones más importantes que afectan al sector. Explicó que los mecanismos de control que deben hacer que el sistema funcione con integración y coherencia, están fallando. También develó que hace 18 años, el precio del mercado spot lo vienen fijando los motores de media velocidad, es decir, la generación dependiente del petróleo, algo que ahora se desplazará hacia la generación con gas natural, pero aunque sea más eficiente que el diésel y el búnker, seguirá fijando el precio, en vez de ser reemplazada por la energía renovable, cuyo costo de producción es casi nulo.
Grimaldo reafirmó que las generadoras pueden comprar ‘más barato’ en el mercado spot y vender al precio establecido en el contrato, ‘por eso el cliente final no verá una baja’. Sobre los subsidios, destacó que éstos garantizan que las generadoras con buenos contratos sigan manteniendo rentabilidad. ‘Si bien el sistema ha recibido inversiones importantes, le está pasando todo el riesgo al cliente final y le da a los agentes beneficios que ya no están utilizando. Somos un país que paga energía cara porque no existe coherencia entre los contratos que se firmaron cuando éramos eficientes y la actualidad’, concluyó.
Por otro lado, Joan Batalla Bejerano, director general de la Fundación para la Sostenibilidad Energética y Ambiental, dijo en un cuestionario que respondió para La Estrella de Panamá que los entes reguladores y políticos de Estado, deben evitar que se creen distorsiones en las señales de precio que se transmiten al mercado. ‘Unas señales de precio artificiales pueden promover decisiones de inversión y/o comportamientos no deseados. A largo plazo, estas decisiones acaban encareciendo el coste total del suministro eléctrico, aspecto que pueden influir de forma negativa en la competitividad de la economía del país’.
«Los subsidios también distorsionan el mercado, siempre”,
Gustavo Bernal, expresidente de la SPIA
En un modelo de oferta y demanda, el precio lo fija el mercado, y a mayor oferta, más bajo es el precio por la consecuente competencia entre los oferentes. Pero esta premisa no se está aplicando al mercado eléctrico panameño. La oferta de energía, es decir, la capacidad instalada para el año 2018 llegó a 3,849.25 MW, mientras que la demanda máxima ese año sumó 1,665 MW. La capacidad instalada dobla la demanda del país. En este escenario, la exportación creciente se convierte en una ‘necesidad’ más que en una opción.
Víctor Urrutia, entonces secretario de Energía, dijo a medios de comunicación a su salida de un foro durante su gestión que el aumento en las transacciones a nivel regional ha sido muy grande en los últimos cuatro años y que el sistema interconectado que reúne a seis países de Centroamérica, tiene una demanda máxima total por encima de los 7,000 MW. Los intercambios entre países se dan porque es posible comprar más barato en otros países y garantizan el respaldo de la red en caso de daños.
Incluso, según Urrutia, la posibilidad de exportar energía de la hidroeléctrica de Fortuna evitó que las pérdidas por la imposibilidad de mandar la energía a Panamá (por la entrada casi tres años más tarde de la tercera línea de transmisión) fueran mayores. ‘Es importante mantener este mercado activo , afinarlo y hacerlo cada vez mejor’, pronosticó, al tiempo que calificó como ‘bastante competitivos’ los costos de generación local en comparación a los de Centroamérica.
‘Somos un país que paga energía cara porque no existe coherencia entre los contratos que se firmaron cuando éramos eficientes y la actualidad’,
Aníbal Grimaldo, ingeniero eléctrico
Aun cuando la capacidad instalada de energía térmica cubre casi la mitad de la matriz energética, la generación hidroeléctrica sigue siendo la más despachada. En 2018 la generación hidroeléctrica produjo el 66.57% de la energía ese año, mientras que la térmica generó el 23.85%. Las plantas eólicas aportaron 6.89% y la fotovoltaica generó el 2.69% de la energía.
Otra distorsión que anotó Jorge Rivera Staff en el foro sobre energía en la Universidad de Panamá realizado en 2018, es la integración de los parques solares a la red de distribución, ya que la ASEP les pide un requisito adicional para la fianza de construcción. En general, explicó Rivera, hay una resistencia de los bancos para financiar proyectos nuevos de energía renovable. ‘El mercado es mejor asignador de precios y recursos que la planificación estatal’, planteó en ese momento el abogado, quien asumió Secretario de Energía meses después.
Parte 3: El gas natural se toma la matriz energética del país
Mientras la revolución de energías verdes se toma el mundo entero, Panamá abraza estas iniciativas tímidamente. En cambio, en los últimos años, el país dio un salto agigantado con el gas natural licuado, que si se concretan las dos plantas faltantes de GNL, cubrirían el 84% de la demanda máxima actual.
En la ecuación del mercado eléctrico panameño, la matriz energética es otro ingrediente esencial que impacta directamente el costo final que pagan los clientes en sus cuentas de luz cada mes.
De los 3,746 MW de capacidad instalada que hay en el país actualmente, el 46% corresponde a energía hidráulica, el 42.82% a energía térmica, el 7.2% a energía eólica y el 3.98% a energía solar. Las renovables (por agua, luz y viento) ocupan la mayoría, el 57.18% del menú de fuentes.
«Las plantas termoeléctricas las meten de último, pero ¿por qué no las eliminan?»
Allan Corbett, financista.
Sin embargo, el protagonismo de las fuentes térmicas es notable, en detrimento de una revolución de energía verde que ha avanzado mucho más rápido en otros países, mientras que en Panamá parecen luchar contra la corriente.
Según la Autoridad de los Servicios Públicos (ASEP), entidad que regula el mercado energético, la aparición de las tecnologías eólica y solar fotovoltaica en el sistema energético panameño data del año 2014 y a raíz de las leyes que en su momento buscaron incentivar el desarrollo de la generación con fuentes renovables. Se trata de la Ley 44 de 2011 y la Ley 37 de 2013 que respaldaron licitaciones por tipo de tecnología, donde entran a competir plantas de una misma fuente de generación.
A partir de allí, mientras otros países avanzaron más rápido, en Panamá inició el desarrollo con nuevas formas de generación eólica y solar a gran escala a partir del 2014. Así, el país pasó de una nula participación de centrales de generación eólica y fotovoltaica en 2013, a una participación de 270 MW y 184 MW, respectivamente, al cierre del 2018, según cifras de la ASEP.
El diagnóstico en el último Plan Energético Nacional que tiene el país, hecho en conjunto con el Programa de Desarrollo de las Naciones Unidas y que data de 2015, es que la matriz energética de Panamá es ‘poco diversificada y fuertemente dependiente del consumo de derivados de petróleo’.
El mismo documento señala que el carbón, una de las fuentes más contaminantes, empezó a tener una participación estadísticamente significativa a partir del año 2011. Y que desde mediados de la década del setenta la hidro-energía comenzó a tener una participación creciente en el balance, aumentando de forma sostenida como resultado de unas políticas dirigidas a desarrollar el potencial hidroeléctrico del país.
Hoy por hoy, en época lluviosa, las hidroeléctricas despachan alrededor del 77% de la energía al país (mes de octubre 2018 como referencia), mientras que en época seca pueden llegar solo al 19% (mes de febrero 2019 como referencia).
Gas natural, ¿el combustible de transición?
Por otro lado, una nueva fuente de energía no renovable pudo penetrar la matriz energética en los últimos años y a paso firme. La revolución del gas natural licuado (GNL) no encontró escollos legales ni resistencia comercial, –como sí lo hicieron las plantas solares y eólicas- para acaparar buena parte del mercado.
Actualmente está instalada la planta de AES que aporta 381 Megavatios y se espera la entrada de una segunda planta: Shangai Gorgeous (antes Martano) que aportaría 441 MW. Y de concretarse la construcción de la planta bajo licencia y contratos de NG Power que heredó InterEnergy Group, que tiene una concesión de 670 megavatios, alrededor 84% de la demanda máxima actual sería dependiente de gas natural.
‘Los incentivos para nuevas formas de energía renovable nunca son suficientes’
Jorge Rivera Staff (en 2019, antes de ser nombrado Secretario de Energía)
El gas natural licuado en efecto emite menos contaminantes que el carbón o el búnker: al quemarse, emite entre el 50 y el 60% menos de CO2 en comparación con el carbón, entre 15 y 20% menos gases de efecto invernadero cuando se utiliza como combustible para autos y produce ‘mucho menos’ mercurio y óxido de nitrógeno que el carbón, la gasolina y el diésel.
Pero que emita menos contaminantes no significa que no sea contaminante. El principal ingrediente del GNL es el metano, que también es un gas de efecto invernadero.
Un reporte de la organización The Natural Resources Defense Council (NRDC, por sus siglas en inglés), explica que aunque la vida útil del metano en la atmósfera es más corto que el del dióxido de carbono (10 años vs. cientos de años), el poder del metano es 80 veces más efectivo para atrapar el calor que el del dióxido de carbono. Además, el riesgo de filtración de metano se acentúa en las plantas de GNL, como la registrada en Cheniere Energy, la mayor exportadora de GNL de Estados Unidos, según reportó E&E News en conjunto con The Center of Public Integrity y Houston Chronicle.
Impacto en la tarifa
Para el financista y profesor Allan Corbett, las energías alternas que se han instalado en el país ‘no son suficientes’. Y es que aunque se traigan equipos nuevos, explica que si la tecnología es ‘vieja’ —haciendo alusión a las aspas de los generadores de viento, por ejemplo, que no tienen el corte final para evitar el vórtice— serán siempre menos eficientes.
Al tener equipos menos eficientes (aunque sean de fuente renovable), el precio de producción —o precio marginal— se mantendrá alto. Al meter tecnología más eficiente (que produzca más energía en menos tiempo), el precio debe bajar. Así, aunque las plantas termoeléctricas de carbón, búnker o diésel sean las últimas que llamen a despachar, el solo hecho de que sean parte de la oferta, impacta el precio —al alza— tanto de la energía comprada en el mercado spot (ocasional) como en el de contratos. ‘¿Por qué no las eliminan?’, inquirió.
Otro punto que detalló el también catedrático es que hay que licitar poniendo la categoría con la mejor tecnología, no por fuente de generación, es decir, la que genere más potencia y energía al menor costo. Su conclusión: ‘La jugada es garantizar el mercado con un costo marginal alto, con una matriz diversificada pero con presencia de plantas ineficientes’.
El actual secretario de Energía, Jorge Rivera Staff, adelantó que tienen planes de renovar la matriz energética a mediano plazo para inclinarla más a fuentes solares y eólicas. Sobre los incentivos para nuevos tipos de energía renovable, piensa que ‘nunca son suficientes’.
Esta serie de investigación sobre el mercado energético fue publicada en tres partes originalmente en La Estrella de Panamá: