Tras los esfuerzos conjuntos del sector público y privado para diversificar el mix energético panameño, el país está desarrollando una terminal de importación de gas natural licuado (GNL) y una instalación vinculada de generación de energía eléctrica en la provincia de Colón.
En marzo la francesa ENGIE, el importador más grande de GNL en Europa, firmó un Memorando de Entendimiento vinculante con la panameña Gas Natural Atlántico para el suministro de hasta 400.000 toneladas de GNL al año por un período de 10 años.
El acuerdo es parte de un proyecto más amplio que está llevando a cabo Costa Norte LNG Terminal y Gas Natural Atlántico – ambas subsidiarias de la empresa de energía eléctrica norteamericana AES Corporation – para desarrollar una instalación eléctrica integrada de GNL en la entrada atlántica del Canal de Panamá por un costo de $900 millones.
Se espera que la central termoeléctrica, cuya instalación se prevé completar para 2018, aumente la capacidad de generación de energía eléctrica de Panamá y que a la vez refuerce las fuentes de energía renovable, más volátiles en el país.
Según AES, una vez completada la central debería aumentar la producción de electricidad de Panamá en nada menos que un 30%, hasta 3,2 GW, así como proporcionar un suministro estable al complejo industrial cercano.
Esto llega mientras el Canal de Panamá busca posicionarse como una importante vía para el tráfico global de GNL. De acuerdo a la Autoridad del Canal de Panamá, las nuevas esclusas del Canal, las cuales se espera que estén concluidas este año, están diseñadas para permitir que la vía marítima dé cabida al 88% de la flota mundial de GNL, lo que se compara con el escaso 8,6% de hoy.
En septiembre Gas Natural Atlántico, en asociación con Inversiones Bahía, una holding panameña, ganó la ronda de licitación llevada a cabo por la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA) para proveer 350 MW de nueva capacidad a la red nacional a través de una central térmica de ciclos combinados.
Según la prensa de la industria, la surcoreana POSCO está llevando a cabo la construcción de la central con un contrato llave en mano de $640 millones con Gas Natural Atlántico.
Como cliente principal del terminal de GNL Costa Norte, se espera que la central eléctrica use aproximadamente el 25% de la capacidad del terminal.
El GNL se transportará desde los buques que llegan a través del muelle de la terminal y los ductos asociados a las instalaciones de almacenamiento de 170.000 metros cúbicos, donde será almacenado hasta ser reconvertido a gas natural.
El enfoque actual en proyectos de gas natural pone de relieve la visión cambiante de Panamá hacia la seguridad energética, que busca reducir la dependencia del país de la energía hidroeléctrica en favor de materias primas y una capacidad de carga base más fiables.
“El gas natural es un combustible con un precio menos volátil que el petróleo y actualmente es más económico que el carbón. Además, los expertos afirman que actualmente hay reservas suficientes para los próximos 230 años”, afirmó a los medios Miguel Bolinaga, gerente general de AES Panamá, a finales del año pasado.
La transición hacia el gas natural dio un paso adelante clave en 2012 cuando la Asamblea Nacional aprobó la Ley Nº 41, que como respuesta a un aumento de la demanda de electricidad, estableció beneficios e incentivos fiscales para promover el desarrollo de centrales termoeléctricas alimentadas por gas natural.
Un crecimiento robusto del PIB – que promedió 7,5% en el lustro que va hasta el 2015 - ha provocado un aumento de la demanda de electricidad del 6% anual en los últimos años. Se espera que este último número alcance el 7% anual hasta 2024 hasta llegar a los 17.745 GWh, de acuerdo a las proyecciones del Consejo de Electrificación de América Central.
El incremento de la demanda máxima, particularmente a medida que aumenta el uso de aire acondicionado durante la estación seca, combinado con una disminución de recursos hídricos, ha hecho que las empresas de servicios eléctricos tengan más dificultades a la hora de mantener un suministro constante de electricidad.
El país, el cual se apoya en la hidroelectricidad tanto a través centrales de pasada de río como a través de presas para alrededor del 60% de la capacidad instalada, ha sufrido fuertes sequías en los últimos años. Dichas sequías han causado cortes eléctricos y han puesto presión al alza en los precios.
Como resultado, las centrales térmicas convencionales están jugando un papel cada vez más importante en el mix energético panameño, habiendo subido del 31% en el 2000 al 45% en 2014 su proporción de la capacidad instalada.
Mientras los proyectos de energía renovable no convencional también ganan escala, habiéndose iniciado en 2014 el primer proyecto de escala comercial, el gas natural presenta una alternativa de corto plazo más limpia que la generación térmica a base de carbón y de petróleo.
Following concerted efforts by the public and private sector to diversify Panama’s energy mix, the country is developing a liquefied natural gas (LNG) import terminal and an associated power-generation facility in Colón province.
In March France’s ENGIE, the largest LNG importer in Europe, signed a binding memorandum of understanding with Panama’s Gas Natural Atlántico for the supply of up to 400,000 tonnes of LNG per year for a 10-year period.
The agreement is part of a broader project being carried out by Costa Norte LNG Terminal and Gas Natural Atlántico – both subsidiaries of the US-based global power company AES Corporation – to develop an integrated LNG power facility at the Atlantic entrance of the Panama Canal for an estimated cost of $900m.
The power plant, scheduled to be completed in 2018, is expected to increase the country’s electricity generation capacity while also bolstering the country’s more volatile non-conventional renewable energy sources.
Upon completion, the facility should boost Panama’s electricity output by as much as 30% to 3.2 GW, according to AES, as well as provide a stable supply to the nearby industrial complex.
This comes as the Panama Canal seeks to position itself as a major thoroughfare for global LNG traffic. The expanded locks of the canal, set to open later this year, are designed to allow the waterway to accommodate 88% of the world’s LNG fleet, compared to just 8.6% at present, according to the Panama Canal Authority.
In September Gas Natural Atlántico, in partnership with Inversiones Bahia, a Panama-based holding company, won the bidding round conducted by the Electricity Transmission Company to supply 350 MW of new capacity to the national grid through a combined-cycle natural gas-fired plant.
South Korea’s POSCO is undertaking construction of the facility through a $640m turnkey contract with Gas Natural Atlántico, according to industry press.
As the anchor client of the Costa Norte LNG terminal, the power plant is expected to use approximately 25% of the terminal’s capacity.
The LNG will be transferred from arriving vessels through the terminal’s jetty and associated pipeline to the 170,000-cu-metre storage facilities, where it will be housed until being reconverted into natural gas.
The current focus on natural gas-fired projects underscores Panama's changing approach to energy security, which seeks to reduce the country’s dependence on hydropower in favour of more reliable feedstock and baseload capacity.
“Natural gas is a combustible with a less volatile price than petroleum and is currently cheaper than coal. Moreover, experts say there are sufficient reserves for some 230 years,” Miguel Bolinaga, general manager of AES Panama, told media late last year.
The move toward natural gas took a key step forward in 2012, when the National Assembly passed Law No. 41 establishing tax benefits and fiscal incentives to promote the development of gas-fired generation plants in response to rising demand for electricity.
Robust annual GDP growth – which averaged 7.5% in the five years to 2015, according to the IMF – saw electricity demand rise by 6% per annum in recent years. Looking ahead, this is expected to accelerate to 7% through to 2024 to reach 17,745 GWh, as per projections from the Central American Electrification Council.
An increase in peak demand, particularly as air conditioning use increases during the dry season, combined with a lack of water resources, has made it more difficult for utilities to maintain a consistent supply of electricity.
The country, which relies on hydropower from both run-of-river plants and dams for about 60% of its installed capacity, has suffered from harsh droughts in recent years, which have triggered electricity cuts and put upward pressure on tariffs.
As a result, conventional thermal power is playing an increasingly central role in Panama’s energy mix, with its share of installed capacity rising from 31% in 2000 to 45% by 2014.
While non-conventional renewable energy projects are also scaling up, with the first utility-scale developments initiated in 2014, natural gas presents a cleaner near-term alternative to coal- and oil-fired generation.
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