Centro para una Nueva Economía (CNE) concluye un análisis que sobre este importante tema.

La reconstrucción y transformación del sistema eléctrico de Puerto Rico está entrando en una etapa crítica en la que inciden varios procesos importantes que podrían retrasar ese necesario desarrollo, concluye un análisis que sobre este importante tema publicó el Centro para una Nueva Economía (CNE).

Resalta el escrito del director de política pública del CNE, Sergio Marxuach, que entre esos procesos están la reestructuración operacional y financiera de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE); el inicio de proyectos a gran escala para reconstruir la red; y la redacción de un nuevo Plan Integrado de Recursos, que todos convergen en un momento clave ahora en el 2023.

A ello se unen los diferentes planes o propuestas de reconstrucción, incluyendo el que prepara el Departamento de Energía de Estados Unidos (DOE).

El escrito, que tiene como título “Actualización sobre la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico”, recuerda que la AEE ha estado en negociaciones con sus acreedores desde julio de 2017 y hasta el momento no existe un plan integral de ajuste certificado por la corte de las obligaciones de la AEE.

Indican que el 25 de agosto de 2023, la Junta de Supervisión y Administración Financiera para Puerto Rico ("JSAF") anunció que había "presentado el tercer Plan de Ajuste enmendado para reducir más de $10,000 millones del total de reclamaciones afirmadas por varios acreedores contra la AEE en casi un 80%, al equivalente de $2,500 millones, excluyendo las obligaciones de pensiones".

“En el momento de escribir estas líneas, señalan, “un grupo relativamente grande de bonistas ha anunciado su oposición al plan propuesto y es probable que acaben presentando un recurso ante el Tribunal de Apelaciones del Primer Circuito de Estados Unidos. Mientras tanto, la jueza del caso de Título III ha anunciado marzo de 2024 como fecha límite para certificar el plan de ajuste de la AEE”.

Se supone que este año se trabaje también el nuevo Plan Integrado de Recursos (PIR), que es para un período de planificación de 20 años y que se actualiza cada tres años. El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) extendió la fecha límite para la radicación del próximo PIR, a más tardar el 1 de marzo de 2024.

“El PIR es un documento clave ya que, de acuerdo con la ley de Puerto Rico, establece el calendario y la secuencia para alcanzar el objetivo de generación 100% renovable para 2050. Lamentablemente, los objetivos intermedios fijados en el PIR actualmente en vigor (aprobado en 2020) no se han cumplido”, sostiene Marxuach, que estimó además que el proceso de contratación de generación renovable a gran escala tiene aproximadamente dos años de retraso.

“Según el Plan Fiscal, la AEE ha renegociado o completado la adquisición de 844.8 MW de nueva capacidad de generación renovable. Sin embargo, al concluir el segundo trimestre de 2023, ninguno de estos proyectos ha alcanzado el cierre financiero o comenzado la construcción, lo que resulta en retrasos significativos en comparación con los plazos de adquisición y desarrollo establecidos por el NEPR".

“Dados los retrasos ocurridos durante el proceso del Tramo 1, el NEPR decidió nombrar a un "coordinador independiente", Acción Group, LLC, para llevar a cabo las RFP de los Tramos 2 y 3. Al momento de redactar este informe, no tenemos claro quién dirige y opera Acción Group. Además, las RFP de los Tramos 4 a 6 se han pospuesto indefinidamente”, advierte.

Con respecto a las instalaciones solares en los techos, indica que LUMA afirma haber conectado a más de 50,000 clientes, que representan 300 MW de capacidad de generación, desde que se hizo cargo de la operación del sistema de T&D en 2021 y que el DOE estima que, para junio de 2023, había un total de 85,661 interconexiones solares de techo en Puerto Rico.

“Si bien estas estadísticas muestran cierto progreso en la interconexión de sistemas solares sobre techos, también ponen de relieve la lentitud de la transición, ya que la AEE tiene más de 1,000,000 de clientes”, señala.

Concluye al respecto que “independientemente de la métrica que utilicemos, la conclusión parece ser que el proceso de reconstrucción de la red ha avanzado a un ritmo relativamente lento y varios factores explican esta situación”.

Agregó a los antes mencionados el hecho de que no está claro, al menos para los observadores externos, qué plan de modernización de la red es el que va a implantarse ya que hay un plan diseñado por la AEE, está el actual PIR, está el plan de remediación del sistema de LUMA y está el plan de modernización de la red que está desarrollando el DOE.

“No nos queda claro cómo cada uno de estos planes se relaciona con el otro ni cuál tiene precedencia en caso de conflictos entre ellos. En segundo lugar, tanto la AEE como FEMA han acordado construir una importante capacidad de generación nueva basada en gas natural en la antigua central de Palo Seco. Esta inversión de aproximadamente $900 millones ha sido cuestionada por los ambientalistas como innecesaria y quizás hasta ilegal dado el requisito estatutario de alcanzar una generación 100% renovable para 2050 en Puerto Rico”, apunta.

Dentro de esta diversidad de planes, resalta Marxuach, que existe un fuerte desacuerdo entre los defensores de la generación renovable distribuida y los que favorecen las instalaciones centralizadas de generación solar a gran escala. Los defensores de los sistemas solares en techos argumentan que hay suficientes techos en Puerto Rico para instalar suficiente capacidad como para hacer innecesaria la construcción de instalaciones solares a gran escala en Puerto Rico, mientras que los defensores de las instalaciones solares a gran escala argumentan que un sistema basado únicamente en techos sería inestable dada la demanda energética de Puerto Rico, tarda demasiado tiempo en llegar a una escala económica y no tiene en cuenta las necesidades de las personas que viven en unidades multifamiliares, los clientes comerciales y las operaciones industriales y manufactureras.

“El DOE, en un informe provisional, concluyó que Puerto Rico necesita ambos tipos de sistemas. Este debate es más que un mero desacuerdo sobre política pública porque la decisión política influirá en el diseño de la nueva red. Si el gobierno de Puerto Rico decide depender mayormente de sistemas solares distribuidos en los techos, la red tendrá que diseñarse de una manera; mientras que si decide depender mayormente de la generación solar centralizada a escala la red tendrá que diseñarse de otra manera. Parece que el DOE ha llegado a la conclusión de que la nueva red puede diseñarse para dar cabida tanto a la generación solar distribuida en los techos, que es buena para las comunidades aisladas y de difícil acceso, como a la generación a gran escala, que puede proporcionar cargas base estables al sistema”.

Por desgracia, concluye, “el informe final del DOE sobre el diseño de la red no estará listo hasta diciembre de este año. Por tanto, parece poco probable que este desacuerdo político se resuelva antes de esa fecha”.

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