Ministerio de Econom

1
COPE/MEF
Ministerio de Economía y FinanzasComisión de
Política EnergéticaCOPE / MEF
Política Energética e Integración Regional
2
Resumen Política Energética de laRepública de
Panamá
COPE/MEF

• Propiciar el abastecimiento de las necesidades
  energéticas
• del país bajo criterios de eficiencia
  económica, calidad y
• confiabilidad
• Aumentar la cobertura de los servicios
  energéticos
• Promover el uso racional y eficiente de la
  energía
• Desarrollar los recursos naturales de manera
  sustentable
• Proteger el medio ambiente
• Respetar la seguridad jurídica de las
  inversiones
• Los lineamientos generales de la Política
  Energética están
• definidos en la Ley 6 de 3 de febrero de 1997
• SE REQUIEREN MÁS DE B/.1,000 MILLONES DE
  INVERSIÓN EN EL SECTOR ELECTRICO EN LOS
  PRÓXIMOS 10 AÑOS

3
Objetivos
COPE/MEF

• Promover el desarrollo de las Fuentes Renovables
• Protocolo de Kyoto
• Convención de Cambio Climático, ONU
• Aumentar la cobertura del servicio eléctrico
• en el área rural
• Promover la integración regional
• Promover el ahorro y el uso eficiente de la
  energía
• Apoyar alternativas viables que permitan una
  energía
• diversificada y de bajo costo
• Definir la política de subsidio aplicable al
  sector energía
• Seguridad Jurídica para atraer inversiones

4
Comisión de Electrificación deAmérica
CentralCEAC
COPE/MEF

• MISION
• Promover la electrificación de América Central y
  la
• integración de los sectores eléctricos para
  aprovechar
• los recursos naturales renovables en la
  explotación,
• transmisión y distribución de la energía
  eléctrica de
• forma eficiente y racional.......

5
República de Panamá Estructura del Sector
Eléctrico
Estatales
Comisión de Política Energética COPE Ministerio
de Economía y Finanzas Ministerio de Comercio e
Industrias
Empresa de Transmisión Eléctrica y Centro
Nacional de Despacho (CND)
Ministerio de la Presidencia
EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN
Grandes Clientes (gt300KW)
OER/FIS Elect. Rural
MERCADO ELÉCTRICO
6
Estructura del Sector EléctricoCentroamericano
COPE/MEF
Sectores reestructurados por país Panamá
Distribución y Generación Nicaragua
Distribución y Generación parcial Guatemala
Distribución y Generación parcial El Salvador
Distribución, Transmisión y Generación
parcial Honduras Empresa (Estatal) Costa
Rica Empresa (Estatal)
7
Estructura del Sector EléctricoCentroamericano
COPE/MEF

El Salvador CEL (Generación) Costa Rica ICE
(Integración Vertical) Guatemala INDE
(Generación) Nicaragua ENEL (Generación),
ENTRESA (Transmisión) Honduras ENEE
(Integración Vertical) Panamá ETESA
(Transmisión Eléctrica)
8
Características de la Región Centroamericana
COPE/MEF

• Población 37 millones de habitantes
• Tasa de crecimiento de la población 2.5 anual
• Inversión requerida 2001 a 2008 US 7,000
  millones
• Características del mercado eléctrico
• Reestructurado, con excepción de Honduras y Costa
  Rica.
• Marco Regulatorio del Sector Eléctrico
• Competencia en el mercado de generación.
• Transmisión y Distribución, regulados.
• Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América
  Central
• Desarrollo del SIEPAC
• Creación y puesta en marcha del MER, CRIE y OER

9
Cobertura Servicio Eléctrico en Centroamérica
COPE/MEF
  Superficie (en km2) Población Densidad Población Índice de Población sin
  Superficie (en km2) (miles) (hab/km2) rural Electrifica- servicio eléc-
  Superficie (en km2) 2002 a/ 2002 ción, IE () trico (miles)
   
Centro América 521,620 37,146 71.2 52.6 77.3 8,420
Belice 22,960 247 10.8 46.6 80.0 49
Guatemala 108,900 11,987 110.1 60.5 84.6 1,846
El Salvador 21,040 6,510 309.4 53.7 76.0 1,562
Honduras 112,100 7,043 62.8 48.3 62.5 2,643
Nicaragua 130,000 5,342 41.1 44.2 50.0 2,671
Costa Rica 51,100 4,090 80.0 52.4 97.4 106
Panamá 75,520 2,945 39.0 44.0 81.0 560
             
Notas. Informes y cifras oficiales de los países. Población estimada al año 2002, de acuerdo a tasas estimadas por CELADE. Notas. Informes y cifras oficiales de los países. Población estimada al año 2002, de acuerdo a tasas estimadas por CELADE. Notas. Informes y cifras oficiales de los países. Población estimada al año 2002, de acuerdo a tasas estimadas por CELADE. Notas. Informes y cifras oficiales de los países. Población estimada al año 2002, de acuerdo a tasas estimadas por CELADE. Notas. Informes y cifras oficiales de los países. Población estimada al año 2002, de acuerdo a tasas estimadas por CELADE. Notas. Informes y cifras oficiales de los países. Población estimada al año 2002, de acuerdo a tasas estimadas por CELADE. Notas. Informes y cifras oficiales de los países. Población estimada al año 2002, de acuerdo a tasas estimadas por CELADE.
10
Istmo Centroamericano Evolucion, Estructuray
Crecimiento de la Capacidad Instalada
COPE/MEF
11
Evolución de la CapacidadInstalada en Panamá de
1970 a 2004
COPE/MEF
12
Generación Bruta por Tipo de CentralPanamá
COPE/MEF
13
Cuáles son los beneficios de la Ley 45 de 2004
para cada tipo de planta
COPE/MEF
a. Plantas particulares de energías renovables y
limpias de hasta 500 kW Las plantas
particulares referidas son plantas de energías
renovables y limpias como de energía solar,
fotovoltaíca, eólica, etc., que se instalen para
autogeneración que no se interconectan a la red
de distribución. Las plantas aludidas no pagan
impuesto de importación ni el ITBMS asociado para
los equipos y repuestos requeridos para la
construcción y operación de las plantas. La
certificación para aplicar la exoneración se
puede obtener en las oficinas de la COPE en el 3r
piso del edificio Ogawa, sede del Ministerio de
Economía y Finanzas.


14
Cuáles son los beneficios de la Ley 45 de 2004
para cada tipo de planta
COPE/MEF

• Plantas de energías renovables y limpias de hasta
  
• 10 MW
• No pagan tarifa de transmisión ni de
  distribución.
• 2. No pagan impuesto de importación ni el ITBMS
  asociado para los equipos y repuestos requeridos
  para la construcción y operación de las plantas.
• 3. Tienen derecho a un incentivo fiscal de hasta
  el 25 del costo directo del proyecto en base a
  las emisiones de CO2 equivalente que sean
  desplazados durante su período de concesión,
  aplicable al 100 del impuesto sobre la renta
  durante los primeros 10 años de operación
  comercial.
• 4. Tienen derecho a un incentivo de hasta el 5
  del costo directo del proyecto por las obras como
  carreteras, puentes, etc., que después de
  terminada la obra pasen a ser de uso público.

Cont
15
Cuáles son los beneficios de la Ley 45 de 2004
para cada tipo de planta
COPE/MEF

• Plantas de energías renovables y limpias de hasta
  
• 10 MW
• Pueden contratar directamente con cualquier
  empresa de distribución independientemente de
  donde este ubicada la planta, hasta el 15 de la
  demanda máxima de las distribuidoras, que
  asciende actualmente a más de 100 Megawatts no
  autogenerado por éstas actualmente y cada año
  aumenta con el crecimiento de la demanda que
  crece alrededor de 4 por año.
• 6. En las contrataciones directas el Ente
  Regulador establece los lineamientos con respecto
  a la duración de los contratos y los precios
  correspondientes, permitiendo plazos y precios
  razonables.

Cont
16
Cuáles son los beneficios de la Ley 45 de 2004
para cada tipo de planta
COPE/MEF

• Plantas de energías renovables y limpias de hasta
  
• 10 MW
• Pueden vender energía en el mercado
  ocasional que ha promediado alrededor de B/.0.05
  por Kilowatt-hora de 2000 a 2004 (durante los
  últimos meses ha estado alrededor de B/.0.08 por
  Kilowatt hora). La tendencia de los precios del
  petróleo mantendrían un precio en el mercado
  ocasional más alto y atractivo.
• 8. Pueden vender su potencia firme a la
  distribuidora, a otro generador o distribuidor
  como potencia de reserva auxiliar de largo plazo
  cuya última cotización fue de B/.7.68 por
  Kilowatt de potencia y en licitaciones de las
  distribuidoras, o como respaldo de otro generador
  (la potencia firme de una planta de pasada hidro
  generalmente oscila alrededor de 30 de la
  capacidad instalada a menos que tenga un pequeño
  embalse en cuyo caso podría ser mayor).

Cont
17
Cuáles son los beneficios de la Ley 45 de 2004
para cada tipo de planta
COPE/MEF

• Plantas de energías renovables y limpias de hasta
  
• 10 MW
• Pueden ofertar su energía en el mercado
  centroamericano, cuyo precio es más alto que el
  mercado ocasional panameño.
• 10. Incentivo fiscal hasta el 25 del costo
  directo de la inversión en base a la reducción de
  emisiones de CO2 equivalente durante la duración
  de la concesión o licencia, aplicable hasta el
  100 del impuesto sobre la renta durante los
  primeros 10 años de operación comercial.

18
Cuáles son los beneficios de la Ley 45 de 2004
para cada tipo de planta
COPE/MEF

• c. Beneficios para plantas de 10 a 20 Megawatts.
• Tienen los mismos beneficios que las plantas de
  hasta 10 MW con las siguientes excepciones
• No pagan tarifa de transmisión por los primeros
  10 MW durante los primeros 10 años de operación
  comercial. O sea que una planta de 12 MW solo
  pagaría tarifa de transmisión por los 2 MW
  excedentes o 17 de la tarifa vigente, y una
  planta de 20 MW solo pagaría por los 10 MW
  primeros o sea el 50 de la tarifa vigente.
• No pueden contratar en forma directa con el
  distribuidor.
• 3. El incentivo fiscal de hasta el 25 del
  costo directo en concepto de reducción de
  emisiones de toneladas de CO2 equivalente por
  año, se aplica hasta el 50 del impuesto sobre la
  renta y no el 100.

19
Cuáles son los beneficios de la Ley 45 de 2004
para cada tipo de planta
COPE/MEF

• d. Beneficios para plantas de más de 20
  Megawatts.
• Tienen los mismos beneficios que las plantas de
  hasta 20 MW con la siguiente excepción
• Pagan tarifa de transmisión normal.

20
Proyectos hidroeléctricos a realizarse con Ley
45 de 2004 de incentivos
COPE/MEF

• Bajo Mina, de 50 Megavatios, en el río Chiriquí
• Viejo, licitación Elektra tercer renglón por 28
  MW
• de potencia firme, precio B/.49.5/MWh, contrato
• a 8 años, entra en servicio en enero de 2008.
• Bonyic, de 30 Megavatios, río afluente de
  Changuinola,
• a desarrollarse por Empresas Públicas de
• Medellín, entra en servicio en 2007.
• Gualaca, de 20 MW ubicado aguas abajo del
  Proyecto
• Estí, en licitación de Elektra ofertó B/.53/MWh,
  por
• ocho años a partir del año 2008
• CADA MEGAVATIO DE ENERGÍA RENOVABLE AHORRA
  HASTA
• 10,000 BARRILES DE PETROLEO AL AÑO

21
Inventario de Proyectos Hidroeléctricos República
de Panamá
COPE/MEF
Fuente COPE/MEF
22
Inventario de Proyectos Hidroeléctricos República
de Panamá
COPE/MEF
Fuente COPE/MEF
23
Precios Monómicos de los Contratos de Energía y
PotenciaMercado Mayorista de Panamá
COPE/MEF
Los precios del mercado spot obedecen a un
despacho econó- mico en base a costos variables.
24
PRECIOS COLOMBIA
COPE/MEF
 
           
Precios medios de bolsa y contratos - Febrero de 2004
25
PRECIOS DEL WTI 1978 - 2004

COPE/MEF
Iraq 1
Iraq 2

Priva Panamá
26
Tarifas de DistribuciónAjustes Tarifarios
Semestrales vs Tarifa del I.R.H.E. Panamá
COPE/MEF
27
Centroamérica y México
COPE/MEF
28
Centroamérica y México
COPE/MEF
29
Centroamérica y México
COPE/MEF
30
Centroamérica y México
COPE/MEF
31
Centroamérica y México
COPE/MEF
32
ITBMS O IVA REGIONAL
COPE/MEF
33
Condiciones Actuales y Perspectivas del Sector
Energético
COPE/MEF
34
Pronóstico de Demanda MáximaEscenario Alto y
Moderado
COPE/MEF
La demanda máxima del sistema aumentó a 927 MW en
marzo 2005
35
Precios de GeneraciónRelación de Variables
COPE/MEF
36
Contratos Existentes de Compraventa de Energía y
Potencia y Proyección de Demanda
COPE/MEF
37
Escenario de Expansión 70 Hidro y 30
TérmicoCosto 1,041 MM vs Termo 1,169 MM
COPE/MEF
38
Plan Puebla Panamá PROYECTO SIEPAC
LICITACIÓN PROGRAMADA PARA 2005 1860
Kilómetros INCIO DE CONSTRUCCIÓN 2005 ETAPA de
lograr las servidumbres y las concesiones o
licencias Tramitación del 2do Protocolo al
Tratado Marco Definición de los refuerzos
nacionales Revisión y aprobación de instrumentos
operativos, normativos y comerciales, en base a
resultados de consultorías.

39
Proyecto de Interconexión SIEPAC (Est. 2005-2007)
Aumenta capacidad de intercambio a 300 MW y
promueve el desarrollo de proyectos regionales
con economías de escala y menores precios por kWh.
COPE/MEF
BELICE
SIMBOLOGIA
SUBESTACION
PEPESCA
RIO LINDO
LINEA DE INTERCONEXION
EL CAJON
GUATE NORTE
GUATE ESTE
SUYAPA
OCEANO PACIFICO
AHUACHAPAN
NEJAPA
LEON
15 SEPTIEMBRE
PAVANA
LINEA A 230 Kv PAIS LONGITUD
(km) Guatemala 242 13.4 El Salvador
260 14.4 Honduras 266 20.3 Nicaragua
284 15.8 Costa Rica 515 28.6 Panamá
135 7.5 TOTAL 1 802 100.0
TICUANTEPE
OCEANO ATLANTICO
CAÑAS
PARRITA
RIO CLARO
VELADERO
40
Proyecto Interconexión - Anillo de la Amistad
Costa Rica - Panamá
COPE/MEF
Hace posible desarrollo de Hidroeléctricas
cuencasTeribe Changuinola y aumenta seguridad
de suministro con reservas de hasta 120 MW
en Costa Rica
Proyecto en la fase de estudio, se contempla
como 1ra etapa una línea de 230 kv S/E
Guasquitas Fortuna (2002-2003).
41
EL MERCADO ELECTRICO CENTROAMERICANO Desarrollo
Gradual
BLOQUE SUR
Línea SIEPAC
Otras Líneas futuras
LINEA EL SALVADOR HONDURAS
MERCADO REGIONAL Fase A
MERCADO REGIONAL Fase B
MERCADO REGIONAL Fase C
BLOQUE NORTE
Refuerzos Nacionales Transm.
42
ORGANIZACIÓN COOPERACION TECNICA DEL BID PARA
DESARROLLAR MERCADO ELECTRICO REGIONAL
GRUPO DIRECTOR Sectores Energía, Económico y
Empresas Eléctricas
COMITÉ PROGRAMACION EVALUACION Sector
Eléctrico (2 por país)
PANEL DE EXPERTOS Consultores individuales
TECNICOS DE LA REGION
CONSULTOR PRINCIPAL Planificación de la CT
UNIDAD EJECUTORA DEL PROYECTO
CONSULTORES INDIVIDUALES Y EMPRESAS DE CONSULTORIA
43
COOPERACION TECNICA DEL BID
Esfuerzo mancomunado de los expertos de la
región, con el BID y con consultores de rango
internacional para preparar el diseño del mercado
regional y su reglamentación de detalle.
COSTO 16.4 millones desglosado

• 1.5 millones aportes de la región
• 5 millones donación del BID a la región
• 9.9 millones préstamos del BID a la región

44
Paquete 1 Operación Técnica y Comercial del MER
Etapa I Diseño detallado del MER elaboración
del reglamento especificación y suministro
opcional de sistemas informáticos y preparación
de plan de implantación del reglamento Etapa
II Diagnostico de los resultados del MER
propuesta de ajustes regulatorios y asistencia
para su implantación procedimiento de
seguimiento de la operación del MER y revisión y
mejora de los sistemas informaticos
45
Paquete II Regulación de la Transmision y
calidad del servicio
Etapa I Diseño detallado de los aspectos de
transmisión del MER preparación del reglamento
diseño del SPTR e identificación inicial de la
RTR determinación de parámetros de calidad y
seguridad regionales especificación y suministro
opcional de sistemas informaticos y preparación
de plan de implementación del RT Etapa
II Diagnostico de los resultados de la RTR
propuesta de ajustes regulatorios y asistencia
para su implantación revisión y mejora de los
sistemas informaticos y revisión de parámetros de
calidad y seguridad regionales
46
Paquete III Creación y organización de la CRIE
y el EOR
Etapa I Diseño detallado de la organización de
la CRIE y el EOR, diseño y especificación de
SCADA preliminar. Etapa II Fortalecimiento
institucional de CRIE mediante diagnóstico de
funcionamiento, propuestas de mejoras
organizacionales y de procedimientos
regulatorios. Fortalecimiento institucional del
EOR mediante diagnostico de funcionamiento,
propuestas de mejoras organizacionales y de
coordinación OSM-EOR.
47
ORGANIZACIÓN DE LA EPR
EPR - Empresa Propietaria de la Red de
Transmisión S. A.

• Establecida como sociedad anónima.
• Poseerá una concesión de construcción, operación
  y mantenimiento de una línea de transmisión
  eléctrica regional, otorgada por los países de la
  región por mandato del Tratado Marco.
• Será remunerada como actividad monopólica
  mediante pagos anuales con rentabilidad
  establecida por el Regulador Regional (CRIE).

48
ORGANIZACIÓN DE LA EPR
...continuación

• Los socios actuales son las empresas eléctricas
  de la región que son responsables de la
  transmisión nacional y la empresa ENDESA de
  España, e ISA de Colombia por partes iguales.
• Ningún socio podrá tener más de 15 de las
  acciones de la empresa.

49
ESQUEMA DE FINANCIAMIENTO
CO 120 FOE 50
50
Integración SIEPAC Pacto Andino
COPE/MEF
Antecedentes Desde octubre de 2001 ISA de
Colombia y ETESA de Panamá realizan estudios
técnicos de interconexión. X Reunión de la
Comisión de Vecindad Colombo Panameña y firma
de Memorando de Entendimiento entre Ministro de
Minas y Energía de Colombia y el Ministro de
Economía y Finanzas de Panamá. Se conforman los
Grupos de Trabajo Colombia Pana- má integrados
por UPME, ISA y Agentes (Colombia) y COPE,
ETESA, ANAM, ERSP (Panamá). Primera reunión
Grupos de Trabajo en Panamá en Oct. 2003.
51
Integración SIEPAC Pacto Andino
COPE/MEF
Resultados de Estudios Ambientales Preliminarmen
te se identifican sensibilidades por las rutas
que pudieran afectar las áreas protegidas del
Darién en Panamá, y las dificultades
relacionadas con el cruce del río Atrato que
atraviesa una llanura aluvial de suelos
inundables. Se analizan también rutas combinadas
submarinas y terrestres. Se licitó el estudio
DAA Diagnóstico de Alternativas el cual estará
listo para el mes de julio de 2004.
52
Integración SIEPAC Pacto Andino
COPE/MEF
Resultados Estudio Energético Se realizan
conjuntamente ETESA ISA estudios energéticos
que se proyectan en los planes de
expansión. Colombia tiene 13,000 MW instalados
y 8,000 MW de demanda máxima. Los precios del
mercado Colombiano son inferiores a los de
Centroamérica. Beneficios operativos a 300 MW de
interconexión de 50 MM por año. Se prevé
potencial de exportación de 1,800 GWh al año.
53
Integración SIEPAC Pacto Andino
COPE/MEF
Resultados de los Estudios Eléctricos Exportació
n de 300 MW hacia Centroamérica. Alternativa a
230 voltios AC no es viable por oscila- ciones no
amortiguadas ante contingencias en
líneas cercanas. Alternativa DC 230 kV viable
tramos terrestre y submarino. Inversión entre
USD 170 y 220 MM y dos años de eje- cusión. Confi
abilidad del servicio dependerá de la ruta
entre otros aspectos importantes.
54
Integración SIEPAC Pacto Andino
COPE/MEF
Análisis de la Viabilidad del Proyecto Se
requiere culminar los estudios ambientales,
ener- géticos, eléctricos, financieros y
económicos. Recuperación de la inversión a
través de la tarifa por uso y conexión. Se
requiere resultado de estudio DAA para
determinar ruta y costos. Se utiliza la base de
datos actualizada del sistema eléctrico de
Centroamérica y analizar diversos escenarios
económicos y financieros. Se requiere
armonización de marcos regulatorios.
55
Integración SIEPAC Pacto Andino
COPE/MEF
Análisis de la Viabilidad del Proyecto La
legislación de Panamá permite que un privado
pueda construir una línea de transmisión en
territorio nacional cumpliendo con las reglas
comerciales y el reglamento de operaciones. El
tramo de línea entre la frontera y la subestación
Panamá II puede servir de línea de conexión al
sistema de ETESA. Se estima el período de
construcción en 2 años. Los refuerzos requeridos
entre la Subestación Panamá II y Panamá I serían
responsablidad de ETESA.
56
Integración SIEPAC Pacto Andino
COPE/MEF
Acuerdos Completado el estudio DAA. UPME y
COPE/ETESA adelantar estudios de la
conve- niencia de incluir la interconexión en los
planes de expansión. Utilizar base de datos de
CEAC actualizados sistema CA. Promover
armonización regulatoria (BID facilitador) Promov
er participación del EOR, operadores en estu- dio
de viabilidad operativa y comercial. Financiamien
to BID de estudios de integración.
57
Alternativas
terrestres (DC)
PAN
COL
km
Terrestre
298
273
571
Sudmarina
-
-
-
298
273
571
Panamá II
Cerromatoso
DC-250 kV - Monopolar - Aérea
Conversor
Conversor
Panamá II
Cerromatoso
58
Alternativas combinadas
(DC)
PAN
COL
km
Terrestre
190
273
463
Sudmarina
51
-
51
241
273
514
Panamá II
Cerromatoso
Conversor
DC-250 kV - Monopolar - Aérea
Conversor
Panamá II
Cerromatoso
DC-250 kV - Monopolar - Cable
59
Alternativas
en HVDC Inversión estimada millones
de USD
60
Costos marginales CA
61
Falla de la Interconexión HVDC Colombia exporta
300 MW

• Alivio de carga en SIEPAC
• Panamá 57 MW
• Costa Rica 35 MW
• Nicaragua 18 MW
• TOTAL 110 MW

62
Conclusiones

• La interconexión Colombia - Panamá es
  técnicamente viable en HVDC. Presenta un
  desempeño eléctrico adecuado que permite cumplir
  con los criterios de calidad, seguridad y
  confiabilidad eléctricos.
• Capacidad Colombia -gt Panamá 300 MW
• Capacidad Panamá -gt Colombia 200 MW
• En Panamá, para cualquier alternativa, se
  requiere reforzar la transmisión entre Panamá y
  Panamá II.

63
Viabilidad del proyecto

• Recursos

• Redes

• Reglas

• Viabilidad ambiental(DAA)

• 1

?

• Viabilidad técnica y costos de inversión
• (Estudio eléctrico)

• 2

?

• Intercambios y Beneficios(Estudio energético)

• 3

?

• Estudios de planeamiento coordinados

• 4

• 5

• Análisis socio-político con grupos de interés y
  sustentación de análisis

• 6

• Acuerdos políticos entre gobiernos para lograr el
  respaldo al proyecto

• 7

• Armonización regulatoria

• Acuerdos comerciales y operativos

• 8

• 9

• Esquemas de desarrollo del proyecto

• Viabilidad financiera

.10

• Financiación y ejecución del proyecto

.11
64
Proyecto de Interconexión Tasmania Australia
65
Diseño Cable Submarino DC
66
Buque Instalador de Cable
67
La Alternativa de Utilización de otros energéticos
COPE/MEF
El Memo de Entendimiento 1 de noviembre de 2004
entre los presidentes de Colombia y Panamá
contempla los estudios de factibilidad para la
integración ENERGÉTICA. Se han celebrado
reuniones entre la UPME, la COPE, Ecopetrol,
Ecogas, el ERSP para coordinar la realización de
estudios de factibilidad iniciando en el año
2004. El intercambio energético puede ser GNC
Gas Natural Comprimido Gasoducto Cartagena
Panamá Utilización de carbón de Colombia
68
Distribución de Precio Monómico de Proyectos
Térmicos en Ctvs/kWh
COPE/MEF
69
La Alternativa del Gas Natural
COPE/MEF
El Tema de la Exportación de Gas Exportación de
gas fue insertado y aprobado en el Plan Nacional
de Desarrollo de Colombia. Existe libertad de
precios para exportación con un límite de
reserva/producción. No hay limitante legal ni
regulatoria. En la Guajira y Cusiana habrá hasta
200 MPCD para la venta. Se estima precio de
1.50/MMBTU en boca de pozo.
70
INTERCONEXIÓN A GAS O ELÉCTRICA COLOMBIA -
PANAMA
600 km 18plgds 300 MM 70 a 160 mpcd
71
Demanda Promedio Gas MCF/Día
COPE/MEF
72
Transporte GNC Coselles
COPE/MEF
16 km tubería 6plgds
3.1 MPC 5º C 3,000 psi
7 días 300 MW
1 ½ días 300 MW 80 MPC 28 coselles
Panamax USD 110 MM 108 coselles
Barcaza USD 25 MM
73
Transporte GNC Comparativo
COPE/MEF
74
Transporte Cosselle Barcaza GNC
COPE/MEF
75
Cronograma GNC Piloto
76
Resumen Política Energética de laRepública de
Panamá
COPE/MEF

• Propiciar el abastecimiento de las necesidades
  energéticas
• del país bajo criterios de
• Eficiencia económica, calidad y confiabilidad
• Aumentar la cobertura de los servicios
• Promover el uso racional y eficiente de la
  energía
• Desarrollar los recursos naturales de manera
  sustentable
• Proteger el medio ambiente
• Respetar la seguridad jurídica de las
  inversiones
• Los lineamientos generales de la Política
  Energética están
• definidos en la Ley 6 de 3 de febrero de 1997
• SE REQUIEREN MÁS DE B/.1,000 MILLONES DE
  INVERSIÓN EN EL SECTOR ELECTRICO EN LOS
  PRÓXIMOS 10 AÑOS

77
COPE/MEF
Ministerio de Economía y FinanzasComisión de
Política EnergéticaCOPE / MEFMUCHAS GRACIAS
www.mef.gob.pa/cope