Columna por Cathy Kunkel, analista de finanzas energéticas del Instituto de Economía Energética y Análisis Financiero.
El 17 de octubre, la Autoridad para las Alianzas Público-Privadas de Puerto Rico (Autoridad P3) publicó una solicitud de cualificaciones (RFQ, por sus siglas en inglés) para la construcción y operación de 3 mil megavatios (MW) de generación eléctrica nueva en la isla.
Ese mismo día, el operador de la red eléctrica de Puerto Rico, LUMA Energy, sometió ante su regulador, el Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR), su plan a 20 años para el desarrollo del sistema de generación de la isla, el cual quedó prácticamente desplazado por el proceso anunciado ese mismo día por la Autoridad P3.
Esta coincidencia ilustra el continuo fracaso de la planificación energética sólida en Puerto Rico y los retos a los que se enfrenta la isla para cumplir su objetivo legislativo de un 100 por ciento de energía renovable para el año 2050.
La RFQ de 3 mil MW de nueva capacidad de generación firme es el último y el más grande de una serie de requisitos del NEPR respecto a nuevas inversiones en sistemas de generación al margen del proceso del plan integrado de recursos (IRP, por sus siglas en inglés).
Otros ejemplos recientes son el proceso que dio lugar a un contrato para una nueva central de gas natural de 560 MW, y los planes para instalar 800 MW de generación temporal que operarán durante la próxima década.
Aunque el NEPR ha intentado justificar algunas de estas decisiones en el contexto del IRP actualmente aprobado, en ese plan solo se había previsto la evaluación de una posible central de gas natural de 300 MW.
Si estos planes se materializan, Puerto Rico tendrá mucha más capacidad de la que necesita, y este problema no hará sino empeorar en el futuro a medida que los residentes y los negocios sigan optando por sistemas de energía solar instalados en los techos con baterías.
La gráfica que verán próximamente muestra la estimación del IEEFA sobre la capacidad de las nuevas centrales de generación firme, versus las proyecciones de LUMA sobre la demanda máxima del sistema en el año 2032 (suponiendo que no se construirán nuevas centrales de gas natural hasta principios de la década de 2030) y en 2045.
Estas cifras tienen en cuenta los nuevos recursos mencionados anteriormente, así como 244 MW de nuevas unidades pico de gas natural.
Se está suponiendo que toda la generación existente en Puerto Rico está retirada, y no se toma en consideración la cantidad sustancial de almacenamiento en baterías a escala comercial que se está planificando, aunque esas baterías proveerán algún valor en términos de capacidad en horas de demanda pico.
Incluso con esos supuestos muy conservadores, estas cifras muestran que el sistema de generación de Puerto Rico estará sustancialmente sobredimensionado.
Aunque es razonable tener un margen de reserva de capacidad de las centrales eléctricas, si estos proyectos se llevan a cabo, el margen de reserva de la isla será superior al 85 por ciento en el futuro previsible.
De hecho, la cantidad de capacidad nueva que se está planificando es sustancialmente en exceso de lo que LUMA consideró necesario para lograr el estándar de confiabilidad de sistemas de generación usado en la industria eléctrica de los Estados Unidos, según el estudio de adecuación de recursos del octubre de 2024.
¿De qué sirve un proceso de planificación si ya se ha tomado la decisión de sobredimensionar el sistema durante los próximos 20 años?
En un proceso de IRP riguroso se deben evaluar múltiples escenarios para llegar al plan que satisfaga las necesidades energéticas al menor costo, incorporando la eficiencia energética, la respuesta a la demanda y los recursos distribuidos, así como los recursos centralizados.
Es probable que la sustitución de un proceso de planificación comprensivo por una contratación discrecional facilite un costoso sobredimensionamiento, además de favorecer a la industria del gas natural en Puerto Rico.
En lugar de un proceso regulatorio abierto en el que se puedan cuestionar los supuestos de los modelos utilizados y proponer alternativas, de acuerdo con lo previsto en la legislación de Puerto Rico, el proceso de contratación se lleva a cabo a puerta cerrada, y frecuentemente los resultados responden a motivaciones políticas.
González-Colón, la gobernadora de Puerto Rico, ha sido una firme defensora del gas natural durante su carrera política.
Cualquier planta de gas que se construya en los próximos años tendrá una vida útil que se extenderá mucho más allá del año 2050, momento en el que se supone que Puerto Rico alcanzaría el 100 por ciento de energía renovable.
Aunque tanto el hidrógeno verde como el biodiésel se han mencionado como posibilidades de conversión de combustible para permitir que las unidades de gas natural sigan funcionando más allá de 2050 en Puerto Rico, no parece probable que alguna de estas alternativas se materialice como un recurso rentable y renovable.
En los últimos 20 años, los precios al por menor del biodiésel en los Estados Unidos han sido, en promedio, 29 por ciento más altos que los del diésel convencional, que ya es el combustible más caro en la mezcla de recursos de generación en Puerto Rico.
Al mismo tiempo, los estudios han puesto en duda los beneficios climáticos del cambio al biodiésel porque la conversión de tierras necesaria puede provocar deforestación y la pérdida de sumideros de carbono.
Tampoco es probable que el hidrógeno verde sea una solución costo efectiva.
Un estudio de 2023 encargado por el Negociado de Energía ni siquiera consideró el uso de hidrógeno verde para la generación de energía en Puerto Rico, argumentando en cambio que es más apropiado para aplicaciones que no tienen otras alternativas bajas en carbono fácilmente disponibles, como el combustible para la aviación y el transporte marítimo, la producción de fertilizantes o de acero, o el almacenamiento de energía de larga duración.
Aunque el contrato de la nueva central de gas natural de 560 MW establece que la instalación debe ser capaz inicialmente de combinar hasta 30 por ciento de hidrógeno, el documento no contiene ningún plazo para la conversión a hidrógeno ni penalidades si nunca se alcanza ese objetivo.
En resumen, tomar decisiones sustanciales sobre los recursos de generación fuera del marco de un proceso de planificación riguroso repite los errores del pasado, facilitando las prácticas de contratación impulsadas políticamente que contribuyeron a la crisis física y financiera de la AEE.
Los planes actuales de sobre construcción del sistema de generación prácticamente garantizarían que los costos del sistema serán más elevados para los consumidores y que Puerto Rico no alcanzara su objetivo del 100 por ciento de energía renovable para el 2050.
La autora es analista de finanzas energéticas del Instituto de Economía Energética y Análisis Financiero (IEEFA por siglas en inglés).
