El gas natural se toma la matriz energética del país

Una matriz energética en retroceso 
Informe especial Mercado energético TERCERA PARTE

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 tienen las plantas solares y eólicas, para acaparar buena parte del mercado.

Actualmente está instalada la planta de AES que aporta 381 Megavatios y para 2020 se espera la entrada de una segunda planta: Shangai Gorgeous (antes Martano) que aportaría 441 MW. Y de concretarse la construcción de la planta NG Power, 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

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 recientemente 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'.

Conectar un panel solar a la red

¿CÓMO HACERLO?

Los usuarios pueden instalar paneles solares para su propio abastecimiento y, de contar con excedentes, inyectarlos a la red. Según ASEP, dentro de cinco años habría un poco más de 40 MW instalados en la red de distribución por autoconsumo.

Debe entregar una nota a la distribuidora indicando que desea conectarse a la red, adjuntando el diseño eléctrico de la instalación de la planta de generación, debidamente aprobado por las autoridades competentes (Seguridad del Cuerpo de Bomberos e Ingeniería Municipal), la capacidad en kW, características y especificaciones técnicas de todos los equipos que conforman la planta.

La distribuidora tiene de 5 a 20 días para contestarle. Después de firmar un Acuerdo de Interconexión, podrá instalar sus equipos y notificar a la distribuidora para que realice las pruebas pertinentes, autorice su generación y eventual inyección a la red.

El ‘impuesto solar', un cargo que gravaría a clientes que instalasen paneles solares y cuyo anuncio hizo la ASEP en el pasado, no llegó a concretarse. Pero indicaron que ‘eventualmente' se realizará un estudio, que ya está considerado en la normativa vigente, tendiente a aumentar el porcentaje de penetración de la generación distribuida, pero considerando ‘las adecuaciones que haya que hacerle a la red de distribución, el manejo operativo de las fuentes intermitentes en el Sistema Interconectado Nacional, las implicaciones tarifarias en la remuneración de la red de distribución, así como el efecto en las pérdidas técnicas y en la calidad del servicio'.

INFORME ESPECIAL (MERCADO ENERGÉTICO TERCERA PARTE)