Las abundantes lluvias de las últimas semanas han puesto en movimiento las turbinas de la mayoría de las hidroeléctricas que operan en el país.
Desde el pasado lunes, más del 75% de la generación de energía provino de plantas hidroeléctricas. Incluso, el jueves 10 de junio, alcanzó hasta el 88% de generación con hidroeléctricas, según el registro del Centro Nacional de Despacho. El resto de la generación la aportaron plantas de gas natural, bunker y solar.
El agua es una de las fuentes de energías renovables más limpias y eficientes del mundo, pero debido a la escasez del recurso, producto del cambio climático y el rechazo de la comunidades para desarrollar nuevos proyectos, cada vez es más limitado su uso para producir electricidad.
“Esta generación que hemos tenido demuestra que el sistema se puede manejar con agua durante la temporada lluviosa y con sol y viento en la temporada seca”, afirma Nanik Singh, analista del sector eléctrico. Reconoce, no obstante, que aunque son necesarias las plantas térmicas de respaldo, no se precisan en tanta cantidad como para tener tres plantas de gas natural contratadas: AES Colón, en operación; Generadora de Gatún (antes NG Power), y Sinolam Smarter Energy, las dos últimas en proyecto, y que en total sumarán más de mil 400 megavatios (MW) en capacidad instalada. El sistema debe mantener el costo de mantenerlas disponibles (costo de potencia) y, si hay un exceso, ello encarece el costo de la energía que paga el consumidor.
Oferta y demanda
La demanda máxima de energía en el país se registró el pasado 20 de mayo con 2,020 MW. Hay aproximadamente 3,800 MW de capacidad instalada y una capacidad firme de 2,233 MW, según el informe hasta abril pasado, publicado por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).
Las capacidades firme e instalada se redujeron porque algunas térmicas se retiraron del mercado, después de que se les venciera el contrato de suministro. Ello ha ocasionado que se reduzca el margen entre la demanda máxima y la capacidad firme del sistema. Otras han anunciado su retiro, pero requieren la aprobación de la ASEP.
El gobierno señaló que hará una licitación de compra de energía para cubrir la demanda entre noviembre de 2021 y diciembre de 2023. En este periodo se espera que se construya la planta de Generadora de Gatún, que debió estar operando desde 2016 y cuyos contratos de suministro se tuvieron que prorrogar a través de una enmienda. La planta debe suplir 400 MW durante los primeros cuatro años y 550 MW en los siguientes 16 años.
Ranking
En Centroamérica, Panamá es el segundo país con mayor capacidad de instalación hidroeléctrica, con 1,786 megavatios, según la Asociación Internacional de Hidroeléctricas (IHA, por sus siglas en inglés). En primer lugar está Costa Rica, con 2,231 MW, y Guatemala en tercer lugar, con 1,559 MW. Siguen Honduras, con 837 MW; El Salvador, con 575 MW, y Nicaragua, con 157 MW.
El 49% de los 3 mil 700 megavatios de capacidad instalada del parque energético de Panamá corresponde a hidroeléctricas. Se trata de unas 40 plantas que hay en el país, de las cuales la mayoría son de pasada, es decir, pequeñas generadoras que no tienen embalses para almacenar agua y producir energía durante la temporada seca. Los únicos dos embalses que pueden guardar agua para generar por algunas semanas o un par de meses son Fortuna, que tiene una capacidad de 300 MW, y Bayano, con 260 MW.
Impacto de hidros
El primer beneficio de un alto porcentaje de generación eléctrica con agua es el ambiental, porque no hay emisiones contaminantes. También se reduce el gasto en importación de combustible para la generación.
Para los consumidores hay un efecto en la tarifa, pero Singh asegura que el precio se ve afectado por existir mucha capacidad térmica de respaldo. “Al generar en temporada lluviosa con hidros, Panamá tiene un costo de energía más bajo, pero como existen los contratos con térmicas de respaldo, que se están subutilizando, pagamos una energía más costosa en su conjunto”, afirma.
Igual va a pasar en temporada seca, vaticinó, porque está por comenzar a operar el parque eólico de Toabré y varias plantas solares, con lo cual será menos la necesidad de despachar térmicas. No obstante, se va a tener que pagar por la necesidad de tenerlas de respaldo, dice.
El mercado energético funciona con los contratos de venta de energía (PPA, por sus siglas en inglés) adjudicados a las generadoras mediante licitación para suplir a las distribuidoras Naturgy y ENSA, que atienden a los clientes finales. También hay contratos entre generadoras y el mercado ocasional donde el precio de la energía varía diariamente, según la demanda. Las distribuidoras compran energía en este mercado ocasional para cubrir los porcentajes de su demanda que no están contratados, y las generadoras compran la energía que por contrato deben entregar, pero por alguna razón no han podido generar.
Los especialistas afirman que se debe establecer una estrategia que reduzca los contratos térmicos, para dar más cabida a las renovables no convencionales y ajustarse a la agenda de transición energética, según los objetivos de desarrollo sostenible de Naciones Unidas, así como el acuerdo de París. La Secretaría Nacional de Energía, que lidera estos lineamientos, publicó en Gaceta Oficial 29045-A la versión preliminar del documento, para recibir comentarios del público.
