Energética e Integración

Presentación del tema: "Energética e Integración"— Transcripción de la presentación:

1 Energética e Integración
Panamá COPE/MEF Ministerio de Economía y Finanzas Comisión de Política Energética COPE / MEF Política Energética e Integración Regional

2 Resumen: Política Energética de la República 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 Promover el desarrollo de las Fuentes Renovables
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 de América Central CEAC
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 Estructura del Sector Eléctrico
República de Panamá Estructura del Sector Eléctrico EMPRESAS DE GENERACIÓN BLM CORP. AES PANAMÁ HIDRO FORTUNA Otros Generadores Independientes Estatales Comisión de Política Energética COPE Ministerio de Economía y Finanzas Ministerio de Comercio e Industrias Ente Regulador (ERSP) Empresa de Transmisión Eléctrica y Centro Nacional de Despacho (CND) Ministerio de la Presidencia ELEKTRANORESTE METRO-OESTE CHIRIQUÍ Grandes Clientes (>300KW) EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN OER/FIS Elect. Rural MERCADO ELÉCTRICO

6 Estructura del Sector Eléctrico Centroamericano
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 Eléctrico Centroamericano
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 Índice de Población sin (miles) (hab/km2) rural Electrifica- servicio eléc- 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 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.

10 Istmo Centroamericano: Evolucion, Estructura y Crecimiento de la Capacidad Instalada
COPE/MEF

11 Evolución de la Capacidad Instalada en Panamá de 1970 a 2004
COPE/MEF

12 Generación Bruta por Tipo de Central Panamá
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 (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 Los precios del mercado spot obedecen a un despacho econó-
Precios Monómicos de los Contratos de Energía y Potencia Mercado 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 COPE/MEF Iraq 1 Iraq 2 Priva Panamá

26 Tarifas de Distribución Ajustes Tarifarios Semestrales vs Tarifa del I
Tarifas de Distribución Ajustes 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 Máxima Escenario Alto y Moderado
COPE/MEF La demanda máxima del sistema aumentó a 927 MW en marzo 2005

35 Precios de Generación Relación 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% Térmico Costo $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 EL CAJON LINEA DE INTERCONEXION GUATE NORTE GUATE ESTE SUYAPA OCEANO PACIFICO AHUACHAPAN NEJAPA LEON 15 SEPTIEMBRE LINEA A 230 Kv PAIS LONGITUD % (km) Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá TOTAL PAVANA 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 ( ).

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 CONSULTOR PRINCIPAL Planificación de la CT TECNICOS DE LA REGION 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 OS&M-EOR.

47 EPR - Empresa Propietaria de la Red de Transmisión S. A.
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: 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: Preliminarmente 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: Exportación 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. Confiabilidad 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) Promover participación del EOR, operadores en estu- dio de viabilidad operativa y comercial. Financiamiento BID de estudios de integración.

57 DC-250 kV - Monopolar - Aérea
Alternativas terrestres (DC) km COL PAN 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)
km COL PAN Terrestre 190 273 463 Sudmarina 51 - 51 241 273 514 Panamá II Cerromatoso Conversor DC-250 kV - Monopolar - Aérea Conversor Panamá II DC-250 kV - Monopolar - Cable Cerromatoso

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 -> Panamá 300 MW Capacidad Panamá -> 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 1 Viabilidad ambiental (DAA)  2 Viabilidad técnica y costos de inversión (Estudio eléctrico)  3 Intercambios y Beneficios (Estudio energético)  4 Estudios de planeamiento coordinados 5 Análisis socio-político con grupos de interés y sustentación de análisis 6 Acuerdos políticos entre gobiernos para lograr el respaldo al proyecto 7 En el flujorgrama se presentan las diferentes etapas que conforman la metodología con la cual se formula y analiza la viabilidad del proyecto. Se resalta como se han venido desarrollando cada una de las etapas en los diferentes años y a quién a correspondido la participación fundamentalo rol de liderazgo. Como se observa actualmente se esta realizando el análisis regulatorio, operativo y de viabilidad de la interconexión. Armonización regulatoria 8 Acuerdos comerciales y operativos 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 la República 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 Panamá www.mef.gob.pa/cope
COPE/MEF Ministerio de Economía y Finanzas Comisión de Política Energética COPE / MEF MUCHAS GRACIAS