lunes 8 de julio de 2019 El gas natural se toma la matriz energética del país Mientras la revolución de energías verdes se toma el mundo entero, Panamá abraza estas iniciativas tímidamente. En cambio, en los últimos años, el país dio un salto agigantado con el gas natural licuado, que si se concretan las dos plantas faltantes de GNL, cubrirían el 84% de la demanda máxima actual	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.	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 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.	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.	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.	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.	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'.	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.	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'.