Precio del petróleo frena inversión en energías renovables

Islas Vírgenes ejecuta el primer proyecto con GLP en la región

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Postergaciones en proyectos de energía renovables e infraestructuras ocasiona los actuales precios del petróleo en una América Central y el Caribe que explora nuevas fuentes energética, desde la eólica, solar, gas y carbón.

El precio del petróleo para entrega en julio, según las cotizaciones de WTI (Light Sweet Crude) en la Bolsa Mercantil de Nueva York (Nymex, por sus siglas en inglés), se fijó en $59,92 el barril, mientras en el Intercontinental Exchange (ICE) de Londres para entregar en agosto, el precio ascendió a $63,87 el barril de crudo.

El gerente de desarrollo de negocios para América Latina de Vitol, Javier Marrero, expuso sobre el tema en la décima octava conferencia anual de energía de América Central, organizada por Platts en Panamá.

El WTI ha registrado mucha volatilidad, en un rango del 30% hasta mediado del año pasado e igual comportamiento ha registrado el precio del bunker. En cambio el precio del gas natural ha descendido debido a los incrementos de la producción.

El gerente señaló que desde enero de 2012 el propano y Gas Natural Licuado (GNL) se convierten en combustibles comercialmente viables para la generación de energía. El propano como combustible de generación existe desde hace 50 años y se utilizaba en las refinerías.

Cuando los costos de generación por megavatios/hora (MWh) superaron la barrera de los $100 surgió un escenario favorable para el ingreso de nueva tecnología y energías renovable como la eólica, solar, GNL e hidros pequeñas y medianas. Los precios altos también generan atractivos para reducir la demanda.

Boom del shale gas

Por otro lado, la mayor producción de gas de esquito (shale gas), trae consigo una mayor oferta de propano y butano que ahora forman parte del mix energético.

En la región, la Autoridad de Aguas y Energía de las Islas Vírgenes (Wapa, por sus siglas en inglés), ejecuta el primer proyecto comercial de generación de energía con GLP o gas propano y que estará completado en las próximas semanas, dijo Marrero.

Al cambiar a propano, la Wapa busca reducir sus emisiones de gas de efecto invernadero en un 20% y reducir en un 30% los costos de generación. La conversión de la matriz energética se la adjudicó Vitol y el costo final de la conversión se estima en $150 millones.

Y de acuerdo a la presentación: Suministro de propano en Estados Unidos (EE.UU.) para importadores latinos, elaborado por el editor senior de NGLs, Latin American, Jack Brewster, la tasa de crecimiento promedio sobre los cincos años 2009-2014 es de 5,9% en gas, 9,9% en propano y 12,2% en los butanos.

Según las cifras de la EIA (Energy Information Administration) de EE.UU., las exportaciones en 2014 fueron de 195 millones de barriles, 16,25 millones de toneladas. Pero el reporte de Brewster, dice que según Bill Bowns, especialista de GLP en EIA, hay dos fallas en la cuenta.

Primero es el súbito salto de Canadá con 685.000 toneladas hasta 1.922.000 toneladas. Pero el incremento no era GLP, sino etano fluyendo en el nuevo poliducto Mariner West para un complejo petroquímico.

La segunda observación tiene que ver con el GLP que pasa por Panamá que ascendió de 111.000 toneladas en 2012 a 473.000 toneladas en 2013 y a 1.115.000 toneladas en 2014.

Pero Panamá no es el destino para tanto GLP, la cifra de 111.000 toneladas sigue propio para Panamá y hay más un millón de toneladas de GLP que pasa por el Canal de Panamá.

El editor dice que el truco es saber cuáles son los países receptores del GLP que pasa por el Canal de Panamá.

Selección de tecnología

Respecto a qué temas deben ser abordados por cada uno de los países a la hora de establecer la estrategia energética a mediano y largo plazo, el gerente para la región de Vitol, indicó que se debe definir en base a las energías primarias y disponibles. Conocer cuál es el crecimiento de la demanda y el tamaño óptimo de las plantas, en adición, los precios absolutos y relativos de los combustibles hoy y en el futuro.

Señaló que Centroamérica y el Caribe no tienen gas natural. En cambio tienen recursos hidráulicos significativos, pero no tan grandes como los existentes en Brasil y Colombia que permitan un sistema 100% hidro. Acá tenemos sistemas hidro-térmicos, donde al final el precio de la energía está marcado por el combustible y no por el agua, destacó Marrero.

Agregó que la región registra un crecimiento en la demanda por el orden de 50 MW a 100 MW por año. Hay disponibilidad importante de recursos de viento y solar. La demanda en los últimos años ha sido servida por una mezcla de energías renovables y plantas a base de motores (bunker) de 50MW a 150 MW por año.

Marrero dijo que en la región se analizan tres nuevos combustibles, gas natural liquido, el propano (shale gas) y el carbón. Cada uno de ellos tiene fortalezas y debilidades. En el caso del carbón requiere costo altos de capital y las cenizas residuales representan todo un reto ambiental. Además, no hay muchas fuentes de financiamiento dispuestas a invertir en estas plantas.

Entre tanto, el proyecto de construir un gasoducto desde México hasta Panamá, aún está en proyecto y los proyectos de generación de electricidad con shales gas son incipientes.

Por el momento, Panamá tiene una mezcla de 52% hidro, 30% bunker, 8% carbón, 5% eólica y 0,01% solar. 

José Hilario Gómez
jgomez@capital.com.pa
Capital Financiero

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