La cantidad de baterías instaladas junto con placas solares en los hogares se pueden convertir en una planta de generación virtual para contribuir energía cuando las plantas de la AEE fallen, pero el operador de la red dice no están listos todavía.

El aumento astronómico en sistemas de generación distribuida (placas solares con sus respectivas baterías) instalados en la isla durante los últimos cinco años hace posible que esa capacidad de almacenaje combinada se ponga al servicio de la generación para disminuir los relevos de carga y apagones por las condiciones pésimas de las plantas generadoras de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE).

Pero el operador privado de la red, LUMA Energy LLC, dijo que poder usar las baterías de los hogares como una planta de generación virtual (conocidas en inglés como VPP) requiere la instalación de un sistema nuevo de gestión energética y no proveyó claridad sobre para cuándo lo tendría instalado.

El concepto de una VPP en Puerto Rico se ha estado discutiendo por años, pero la combinación de la fragilidad de las plantas de generación y el aumento en la instalación de batería, mayormente el modelo Tesla Powerwall, después de María lo han traído otra vez al tope de la discusión sobre cómo atender de manera más inmediata la amenaza de hasta 50 eventos de relevos de carga en 2023 que LUMA proyectó. Los 20 relevos de carga ocurridos entre enero y el 6 de octubre de 2022 afectaron a 69,600 abonados y provocaron $100 millones en pérdidas económicas, según el operador privado.

La forma en que funciona una VPP, concepto que está en uso actualmente en Estados Unidos y varios países, como Australia, es que el abonado individual le da a la compañía eléctrica acceso a la batería de su hogar para que, cuando sea necesario, la compañía pueda ordenarle a esas baterías que envíen parte de su carga al centro de despacho y de ahí se pueda usar para atender deficiencias temporeras en la capacidad de generación. Esa capacidad de emergencia evitaría los apagones, o relevos de carga, que se han convertido casi en cotidianos en Puerto Rico después del paso del huracán Fiona. Hay una tarifa preestablecida de cuánto la compañía eléctrica le va a pagar al cliente por esa energía.

En documentos radicados esta semana ante el Negociado de Energía (NE), LUMA reconoce que hay 58 megavatios de almacenaje en las baterías de los proyectos solares de gran escala que operan hoy en la isla y que, con tan solo 100 megavatios disponibles podrían "mejorar de manera estadísticamente significativa" la cantidad de relevos de carga que están proyectados para 2023. Pero LUMA no incluye en sus cálculos la capacidad de almacenaje que tienen las baterías instaladas en hogares, a pesar de que sí precisa que la capacidad de generación de energía que hay en los hogares ya es mayor que la que hay en los proyectos solares a gran escala.

John Berger, principal oficial ejecutivo de Sunnova Energy International, dijo en la cumbre de la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento (SESA en inglés) que su empresa ha instalado 40,000 sistemas de generación distribuida en la isla y que para fines de este año, un total de 75,000 hogares tendrán estos sistemas. Aseguró que esto representa 500 megavatios de generación y 275 megavatios de almacenaje en baterías, la penetración más alta de esos sistemas en cualquier jurisdicción estadounidense. La cantidad de almacenaje que expuso Berger es más del doble de la que LUMA dice que puede hacer una diferencia significativa en la cantidad de relevos de cargas. La empresa Tesla dijo el 27 de octubre en redes sociales que tenía 44,000 de sus baterías Powerwall instaladas en la isla y que cada una había proporcionado un promedio de cinco días de energía a durante el apagón por Fiona. Además, la primera fase de proyectos de energía renovable aprobados recientemente por la Junta de Supervisión Fiscal incluyen unos 220 megavatios de almacenaje, según SESA.

"Las unidades 'peaker' (plantas pequeñas de emergencia que funcionan con diésel y se usan cuando hay que suplementar generación) es una operación cara y lo que venimos diciendo es que ya hay una planta 'peaker' virtual desplegada y creciendo todo el tiempo, que son las baterías en los hogares... Puerto Rico tiene la planta de poder virtual 'peaker' más grande en el hemisferio occidental, pero no es utilizada", argumentó Javier Rúa Jovet, Primer Oficial de Política Públicam de SESA.

La AEE, que estuvo años arrastrando los pies para la interconexión de los sistemas solares en los hogares y la implantación de la medición neta, un concepto distinto, pero relacionado, al de la VPP, apenas en octubre anunció un primer proyecto, pequeño y limitado, para crear una VPP usando 7,000 hogares con sistemas instalados por SunRun. Según información que la empresa privada proveyó a sus inversionistas, la VPP que contrataron con la AEE en octubre producirá 17 megavatios y estará funcionando en 2024. La AEE podrá usar esta generación para evitar apagones pero, en caso de huracán, los clientes retendrán el uso completo de la energía en sus baterías. El acuerdo está sujeto a aprobación del NE y la Junta, pero el NE ya ha dicho que quisiera tener en la isla una VPP de 507 megavatios antes de que termine el 2024.

En una moción que la AEE sometió al NE para que evaluaran el acuerdo con SunRun, queda claro que estos 17 megavatios están lejos de los 150 megavatios que el regulador le había ordenado a la AEE que procurara desde 2020. Argumentó la AEE que el proyecto de SunRun es una especie de prototipo que no sobrecarga la red ni afecta las finanzas de la corporación pública.

La bola para comenzar a operar una VPP a gran escala en Puerto Rico está en la cancha de LUMA, sin embargo.

A solicitud de NotiCel, el operador dijo que "la red eléctrica que heredamos no tiene la capacidad de respaldar la funcionalidad completa de centrales eléctricas virtuales o sistemas de almacenamiento de energía en batería (BESS en inglés) para clientes". "Aprovechar al máximo una VPP, como aquellas que incluyen una cantidad de sistemas de almacenamiento de energía en batería, exige una estrategia de comunicación e infraestructuras de control para funcionar efectivamente. Actualmente, LUMA está trabajando para implementar un nuevo sistema de gestión energética (EMS en inglés) que pueda incorporar de manera íntegra tecnologías que favorecen a los clientes, entre ellas el sistema de almacenamiento de energía BESS y la energía solar fotovoltaica", añadieron sin precisar cuándo estaría listo el EMS nuevo.

"Una vez se implemente el EMS, LUMA podrá integrar tecnologías como las baterías a las operaciones de la red más eficientemente y a una mayor escala", añadieron.

En una comunicación al NE en marzo pasado, SESA presentó el ejemplo del contrato de LUMA para contrastar la falta de urgencia con la que se trata este tema. Ese contrato, recordaron, recibió la aprobación de varias agencias públicas en unos cuantos días, mientras que lo que tiene que ver con energía renovable se trata con atrasos de meses.

Esta semana la secretaria de Energía, Jennifer Granholm, dijo que el presidente Joseph Biden le había encomendado romper con los obstáculos burocráticos que tenían retrasada la reconstrucción de la red eléctrica y la integración de fuentes de energía renovable. La funcionaria designó a Agustín Carbó Lugo como el director del nuevo Equipo de Modernización y Recuperación de la Red Energética de Puerto Rico del Departamento de Energía federal. Hasta su designación, Carbó Lugo era director de la organización sin fines de lucro Enviromental Defense Fund, la cual apoya la operación de una VPP en la isla.

Vea:

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