El desafío energético de Panamá

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Fotografía: Pixabay.

En las últimas dos décadas Panamá ha triplicado su capacidad de generación eléctrica; sobre todo, a partir de la hidroelectricidad. Además, ha experimentado un crecimiento en energías renovables y, gracias al avance tecnológico en gas, se ha convertido en un centro energético para Centroamérica y el Caribe.

Ramón Key, Claudina Villarroel, Daniela Monsalve y José Gregorio Gómez / Octubre-diciembre 2018


La economía panameña ha sido la más dinámica de las Américas durante las últimas dos décadas y encabeza las estadísticas de crecimiento económico de largo plazo en América Latina. Entre 1997 y 2017, el crecimiento promedio de su producto interno bruto (PIB) fue 6,1 por ciento, seguido por los de Republica Dominicana (5) y Perú (4,5). Para el período 2018-2023, Panamá se perfila como la segunda economía más dinámica de América Latina, con un crecimiento promedio de 5,6 por ciento, superada solo por Guyana, con 15,7 por ciento, cuya economía será impulsada por la explotación de petróleo (FMI, 2018). El crecimiento económico de Panamá ha estado acompañado de una expansión de la generación de electricidad y no han sido pocos los retos que el país ha enfrentado para satisfacer sus necesidades de energía.

 

Consumo y generación de electricidad

Panamá registra un consumo de electricidad por persona relativamente bajo, comparado con el consumo promedio mundial; ello explicaría el crecimiento que se espera en el consumo eléctrico para las próximas décadas (McPherson y Karney, 2014). En 2014 Panamá exhibía un consumo de 2.063 kilovatios hora por persona, inferior al consumo mundial de 3.127, aunque el PIB por persona panameño era dos por ciento mayor que el promedio mundial (Banco Mundial, 2014).

El PIB por persona panameño supera en 8,6 por ciento al de América Latina, pero su consumo de electricidad es 3,1 por ciento menor. Entre 2017 y 2031 se prevé que la población de Panamá aumente en promedio 1,8 por ciento anual; lo cual, sumado al crecimiento económico de alrededor de 3,8 por ciento anual, hace prever un crecimiento de la demanda eléctrica de alrededor de 5,5 por ciento (Etesa, 2017). Entre 1997 y 2017 la expansión de la capacidad de generación ha acompañado el crecimiento económico: la economía se expandió 224 por ciento y la capacidad de generación lo hizo en 248 por ciento.

La organización industrial del sistema eléctrico panameño ha sido descrita como verticalmente desagregada, con una combinación de gobierno y sector privado en la generación, propiedad estatal en la transmisión y compañías de distribución que compran electricidad a los productores privados y estatales (Gomes y Lambert, 2017). El sistema eléctrico panameño es el resultado de las reformas económicas de orientación de mercado iniciadas en 1997 y 1998. En 2002 la procura de energía se centralizó en la estatal Empresa de Transmisión Eléctrica, Sociedad Anónima (Etesa), debido a la falta de inversión. Entre 1997 y 2007 la capacidad y la generación se expandieron 54 y 58 por ciento, respectivamente, por detrás de la expansión económica, que fue 72 por ciento. Posteriormente, entre 2007 y 2017 ocurrió una importante expansión de la capacidad y de la generación —127 y 72 por ciento, respectivamente— que compensó los rezagos de la inversión en el sector eléctrico.

Para el decenio 2017-2027 Etesa (2017) tiene planificado expandir la capacidad de generación en 68 por ciento; la cual, sumada a la capacidad actual, duplicará la generación existente en 2017 hasta 21.112 gigavatios por hora. Más de la mitad de la nueva capacidad de generación provendrá de gas natural licuado (GNL) y de la duplicación de la capacidad de generación a partir de energías eólica y solar.

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Hidroelectricidad y variabilidad climática

En 2017 la hidroelectricidad abarcaba 52 por ciento de la capacidad y 66 por ciento de la generación. Una de las ventajas de contar con una provisión constante de generación es que permite reducir los costos marginales, que son prácticamente cero cuando provienen de hidroelectricidad. Si no se dispone de esta, bien sea por efectos del cambio climático, como señalan McPherson y Karney (2014), o porque no existe mayor potencial económicamente aprovechable, como indican Hausmann, Espinoza y Santos (2017), la generación depende de la fuente térmica. La información disponible confirma este planteamiento: según los planes de Etesa, de 2017 a 2027 se añadirán 381 megavatios (MW) de origen hídrico, de los cuales solo el proyecto Changuinola II, a cargo de la empresa mixta Bocas del Toro Energía, supera los 200 MW (en 2026 serán 224 MW); el resto proviene de doce proyectos que adicionan 157 MW.

La fuente térmica se refiere a la generación con el uso de fueloil, diésel y carbón. Carbón es un combustible que aparece en los datos de 2027; la expansión de capacidad térmica reflejada en 2027 es, en realidad, carbón usado por Minera Panamá. Aunque el GNL es una fuente térmica, por su nueva incorporación se reporta como categoría aparte.

El cambio climático tiene efectos relevantes sobre la generación hídrica, en términos de variación. Mientras que la capacidad hídrica se expande en forma continua, a lo largo del tiempo, se producen importantes caídas en la generación que son compensadas por la fuente térmica. Particularmente, se observan mayores caídas en la generación hídrica debido a fenómenos de sequía en los años 1997-1998, 2001-2003, 2006-2009, 2013-2014. En la mayoría de estos años se observa una variación compensatoria en la generación térmica. Asimismo, durante el período 1997-2017 (veinte años), se observa una correlación negativa entre la variación de la generación eléctrica y la variación de la generación hídrica (coeficiente de -0,95).

Durante los años 2013 y 2014 la prensa, tanto local como internacional, reportó la peor crisis de sequía, que afectó los embalses más importantes del país: Bayano y Fortuna. En ambos años se registran caídas de la generación hídrica (16 y 8 por ciento, respectivamente), con aumentos de la generación térmica de tres por ciento en cada año. La implicación de la variabilidad climática en la generación existente es mayor exposición al costo y la volatilidad del precio del petróleo (fueloil y diésel). Existe una estrecha relación entre el costo marginal (promedio anual) de adquisición de energía en el mercado de mayoristas de Panamá y el costo del combustible (fueloil). Durante el año 2018, el alza en las tarifas eléctricas de consumidores residenciales, asociadas entre otras cosas al aumento del precio del petróleo en los mercados internacionales, ha sido causa de protestas y reclamos. Con respecto al alza del precio del petróleo que impacta el costo marginal de generación eléctrica en Panamá, los años 2018 y 2019 serán también de alza de precios, debido a que el mercado global de crudo se presenta deficitario: la demanda superará la oferta con la consecuente caída de inventarios (Zhu, 2017). En consecuencia, la diversificación de la matriz energética de generación eléctrica se presenta como un eje estratégico para el país. Este reto se asume en el Plan Indicativo de Etesa 2017-2031.

Las otras energías renovables: eólica y solar

Las energías eólica y solar representan para el año 2017 doce por ciento de la capacidad instalada de generación, y siete por ciento de la generación. La eólica representa alrededor del 65 por ciento de la generación de las energías renovables no convencionales. Su producción comienza en el año 2013, dos años después de la llamada Ley 44, según la cual Etesa es responsable de comprar ofertas de energía eólica a partir de licitaciones de compra de energía a largo plazo (quince años).

La ley tenía el propósito de asegurar ingresos estables a los proveedores de energía eólica y promover su competitividad en el mercado de mayoristas (McPherson y Karney, 2014). Para ello otorga incentivos fiscales y deducciones arancelarias en la importación de equipos. En 2027 se espera que la capacidad de generación sea algo más del doble (128 por ciento), para mantener su participación cercana a los niveles actuales. Se espera, además, que en conjunto la eólica y la hídrica (renovable tradicional) aporten el cincuenta por ciento de la generación.

 

El momento del gas natural licuado

Hoy es el momento del GNL, de acuerdo con el Plan Indicativo de Etesa. Gomes y Lambert (2017), Yépez-García y Anaya (2017) y Zhu (2016) señalan cambios fundamentales en el mercado mundial de GNL que favorecen su uso en Centro América y el Caribe (particularmente en Panamá): crecimiento de la capacidad mundial de licuefacción, surgimiento de Estados Unidos como importante exportador y avances tecnológicos que disminuyen los costos de regasificación y transporte hacia los países receptores del gas. Todos estos cambios apuntan a una disminución de los costos para la disposición de GNL en Centro América y el Caribe.

Zhu (2016) prevé un mercado de GNL excedente hasta el año 2025. Para Gomes y Lambert (2017), la revolución en la producción de gas en Estados Unidos (shale gas) facilita la disposición de gas para la región desde un destino no muy lejano. Finalmente, ambos equipos coinciden en señalar el impacto de los cambios tecnológicos en transporte e infraestructura de regasificación. En cuanto a la tecnología del transporte, un tanquero tradicional tiene una capacidad de 125.000-250.000 m3. Ahora existen tanqueros de GNL de pequeña escala con capacidad de 10.000-40.000 m3. En cuanto a la infraestructura, la tecnología de unidades flotantes de almacenamiento y regasificación (FSRU, por sus siglas en inglés) permite sustituir los grandes terminales basados en tierra firme. No obstante, Songhurst (2017) señala que la infraestructura de FSRU requiere un tamaño de escala mínima de un millón de toneladas por año (mtpa).

Según el Plan Indicativo para el año 2027 el 37 por ciento de la generación provendrá del GNL. Este objetivo se logrará mediante tres proyectos: 1) Costa Norte de AES e Inversiones Bahía para entrar en operaciones en 2018 por 381 MW, 2) Gas-to-power Panamá (GTTP) de Martano en 2020 por 420 MW y 3) Telfers de Panamá NG Power por 660 MW. El proyecto Costa Norte, ya en operaciones, contempla un terminal de regasificación con capacidad de 1,5 mtpa (0,4 mtpa para la planta de gas) y almacenamiento de 180.000 m3. Existe un contrato de suministro por parte de Engie y AES-Andrés (República Dominicana), del cual 0,7 mtpa provendrían de Estados Unidos (Cameron GLP). El proyecto de Martano, en la provincia de Colón, contempla un terminal con capacidad de almacenamiento de 185.000 m3. El suministro de GNL vendría de Australia a través de Landbridge, un consorcio de termogas basado en Barbados.

 

Panamá: ¿hub energético?

Existen varios factores internos y externos para que Panamá se convierta en un centro energético para su región. A los factores externos relacionados con el GNL —abaratamiento de costos de transporte y regasificación, y abundancia de oferta a mediano plazo— se debe sumar la existencia de un sistema eléctrico interconectado en Centro América.

Los factores más importantes —los internos— consisten en 1) la ampliación del canal de Panamá que facilita el flujo de tanqueros de gas y permite abastecimiento por proveedores de GNL del Atlántico y del Pacífico (como suponen los proyectos de AES y Martano); 2) una matriz energética del sector eléctrico abastecida en cincuenta por ciento con energías renovables diversificadas (suma de convencionales y no convencionales) que permite exportar electricidad en años de abundancia de lluvias y abastecerse con energía térmica alimentada con GNL en el caso adverso; 3) incentivos económicos y fiscales para proyectos de generación térmica con el uso de GNL; y 4) presencia en Panamá de empresas con activos complementarios en la región de Centro América y el Caribe, lo que permite sinergias y economías de escala y alcance.

El uso de capacidad de las instalaciones de regasificación será un aspecto clave, tanto como armonizar las exportaciones al Caribe con las demandas de consumidores locales. Se requerirá una legislación para el negocio de GNL que contemple el libre acceso a la infraestructura, el negocio de exportación como elemento clave de la cadena del valor del GNL y la regulación de tarifas, entre otros aspectos. En el caso del acceso a la infraestructura, paralelo al tratamiento del sector eléctrico, la legislación deberá referirse a la capacidad disponible incluyendo al sector exportador. La regulación de la tarifa debe ser suficientemente flexible para garantizar la recuperación de la inversión a largo plazo.

 

Grandes retos

Panamá es y seguirá siendo una de las economías más dinámicas de América Latina con un alto crecimiento de consumo eléctrico. Su crecimiento económico ha sido posible por la expansión de la capacidad de generación basada en hidroelectricidad. No obstante, la opción de seguir expandiendo la capacidad hídrica es restringida por la disponibilidad física. Además, la variabilidad climática limita el aprovechamiento de esta capacidad durante períodos de extrema sequía.

Un gran reto es complementar la fuente hídrica existente y esperada, sin recurrir a la generación térmica tradicional (fueloil y diésel). La generación tradicional de origen térmico impondría riesgos al crecimiento económico logrado hasta ahora, al exponerlo a la volatilidad y altos precios del petróleo a mediano plazo; además de representar un alto costo en cuanto a emisiones de CO2.

Desde el año 2011 el país se ha abocado a la promoción de energías renovables no tradicionales. Actualmente, la capacidad de generación de esta fuente se encuentra alrededor del doce por ciento, y se espera mantener esa proporción para el año 2027. Junto con la renovable tradicional (hídrica) se espera también que las fuentes renovables cubran poco más del cincuenta por ciento de la generación. Un aspecto clave que contribuyó al desarrollo de esta fuente fue la existencia de un marco legal previo: Ley 44.

A corto y mediano plazo se presenta otro gran reto: desarrollar una capacidad térmica alimentada con GNL (térmica no tradicional) equivalente a 1.460 MW para el año 2027. Existen cambios estructurales en el mercado de GNL que permitirían abastecer a Centro América y el Caribe. El rol de Panamá en la creación de ese mercado de GNL regional es fundamental.

 

Referencias

  • Banco Mundial (2014): “Electric power consumption (kWh per capita): Panamá”. Datos: https://datos.bancomundial.org/indicador/EG.USE.ELEC.KH.PC?locations=PA&view=chart
  • Etesa (2017): «Plan de expansión del Sistema Interconectado Nacional 2017-2031». Panamá: Empresa de Transmisión Eléctrica, Sociedad Anónima.
  • Etesa (2018): «Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2017-3031». Panamá: Empresa de Transmisión Eléctrica, Sociedad Anónima.
  • FMI (2018): «Perspectivas de la economía mundial». Washington: Fondo Monetario Internacional: https://www.imf.org/es/Publications/WEO/Issues/2018/03/20/world-economic-outlook-april-2018
  • Gomes, I. y Lambert, M. (2017): «The potential market for LNG in the Caribbean and Central America». OIES Paper NG 124. Oxford: Oxford Institute for Energy Studies, Oxford University: https://www.oxfordenergy.org/wpcms/wp-content/uploads/2017/12/The-potential-market-for-LNG-in-the-Caribbean-and-Central-America-NG-124.pdf
  • Hausmann, R., Espinoza, L. y Santos, M. A. (2016): «Cambiando exclusas: un diagnóstico de crecimiento de Panamá». CID Faculty Working Paper Series No. 325. Cambridge: John F. Kennedy School of Government, Harvard University.
  • McPherson, M. y Karney, B. (2014): «Long-term scenario alternatives and their implications: LEAP model application of Panama’s electricity sector». Energy Policy. Vol. 68: 146-157. DOI: 10.1016/j.enpol.2014.01.028
  • Songhurst, B. (2017): «The outlook for floating storage and regasification units (FSRUs)». OIES Paper NG 123. Oxford: Oxford Institute for Energy Studies, Oxford University: https://www.oxfordenergy.org/wpcms/wp-content/uploads/2017/07/The-Outlook-for-Floating-Storage-and-Regasification-Units-FSRUs-NG-123.pdf
  • Yépez-García, R. y Anaya, F. (2017): «La nueva opción energética: gas natural para Centro América». Washington: Banco Interamericano de Desarrollo.
  • Zhu, Y. (2016): «Will a gas market develop in the Caribbean?». McKinsey Energy Insights: https://www.mckinseyenergyinsights.com/insights/will-a-gas-market-develop-in-the-caribbean/

Ramón Key, profesor del IESA. Claudina Villarroel, profesora de la Universidad Central de Venezuela. Daniela Monsalve y José Gregorio Gómez, investigadores del IESA.