{"id":93545,"date":"2015-08-10T16:20:00","date_gmt":"2015-08-10T20:20:00","guid":{"rendered":"http:\/\/www.noticel.com\/blogs\/cne\/opiniones\/20150810\/aee-mas-de-lo-mismo\/"},"modified":"2025-07-15T14:30:16","modified_gmt":"2025-07-15T14:30:16","slug":"aee-mas-de-lo-mismo","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/noticel.com\/en\/opiniones\/20150810\/aee-mas-de-lo-mismo\/","title":{"rendered":"AEE: M\u00e1s de lo mismo?"},"content":{"rendered":"

‘El Plan Integrado de Recursos de la AEE resulta crucial en vista de que la modernizaci\u00f3n de su infraestructura requerir\u00e1 una infusi\u00f3n masiva de capital que saldr\u00e1 de los bolsillos de los consumidores. \u00bfEst\u00e1 pensado el Plan de cara al futuro? \u00bfO est\u00e1 anclado en los mismos supuestos que han provocado los problemas actuales?’<\/p>\n

Un proceso a seguir<\/strong><\/p>\n

La atenci\u00f3n p\u00fablica al proceso de reforma de la Autoridad de Energ\u00eda El\u00e9ctrica (AEE) ha estado centrada en dos aspectos: la renegociaci\u00f3n de la deuda y lo que se espera sea una eventual revisi\u00f3n de la tarifa el\u00e9ctrica. Ambos procesos est\u00e1n ligados a un tercero que, aunque ha recibido menos atenci\u00f3n p\u00fablica, resulta igualmente importante. Se trata del desarrollo del Plan Integrado de Recursos, un esfuerzo de planificaci\u00f3n que regir\u00e1 la evoluci\u00f3n de nuestra infraestructura el\u00e9ctrica durante las pr\u00f3ximas dos d\u00e9cadas.<\/p>\n

El plan resulta crucial no solo a la luz de la admisi\u00f3n de la Principal Oficial de Reestructuraci\u00f3n de la AEE, Lisa Donahue, de que la infraestructura de la Autoridad es obsoleta (‘crumbling’) y su modernizaci\u00f3n requerir\u00e1 una infusi\u00f3n masiva de capital (que provendr\u00e1 en buena medida de los bolsillos de los consumidores), sino a ra\u00edz de las nuevas regulaciones ambientales que impulsar\u00e1 la administraci\u00f3n Obama bajo el llamado Plan de Energ\u00eda Limpia (‘Clean Power Plan’). La propuesta de la Casa Blanca establece par\u00e1metros m\u00e1s estrictos para las emisiones de carb\u00f3n, promover\u00e1 un aumento en la energ\u00eda renovable y enfatizar\u00e1 la adopci\u00f3n de programas de eficiencia energ\u00e9tica.<\/p>\n

‘Incluye el Plan de la AEE todos los elementos de avanzada que conducir\u00e1n a una verdadera transformaci\u00f3n del sistema el\u00e9ctrico de la Isla?’<\/p>\n

En qu\u00e9 consiste un Plan Integrado de Recursos<\/strong><\/p>\n

La Ley de Transformaci\u00f3n y Alivio Energ\u00e9tico aprobada el pasado a\u00f1o (Ley 57-2014) exige que la AEE someta para la aprobaci\u00f3n de la Comisi\u00f3n de Energ\u00eda de Puerto Rico (CEPR), el regulador de la industria, un an\u00e1lisis de las opciones que tiene para satisfacer la demanda de electricidad de la isla a largo plazo. Este an\u00e1lisis, conocido como el Plan Integrado de Recursos (PIR), es el que guiar\u00e1 el proceso de inversiones de capital, integraci\u00f3n de fuentes alternas de energ\u00eda y negociaci\u00f3n futuras de contratos de compraventa. Tiene que ser sometido no solamente al an\u00e1lisis t\u00e9cnico de la Comisi\u00f3n sino al escrutinio p\u00fablico.<\/p>\n

En el PIR, la AEE tiene que proyectar la demanda futura de electricidad y evaluar los costos y beneficios de las m\u00faltiples opciones que tiene a su disposici\u00f3n para satisfacerla. Las opciones deben incluir desde el reacondicionamiento de plantas existentes, el retiro de instalaciones obsoletas y el desarrollo de nuevas facilidades; hasta iniciativas de generaci\u00f3n distribuida (esto es, producci\u00f3n descentralizada de energ\u00eda, incluso por los propios clientes), programas de reacci\u00f3n a las fluctuaciones en la demanda para minimizar el consumo en horas pico (mediante metros y redes ‘inteligentes’ de transmisi\u00f3n y sistemas de almacenaje de energ\u00eda) y esfuerzos de eficiencia energ\u00e9tica. Estos \u00faltimos tres elementos han sido poco discutidos en el caso de Puerto Rico pero son importantes porque son elementos de avanzada que incorporan a la ecuaci\u00f3n la aportaci\u00f3n que pueden hacer los propios consumidores para manejar su consumo y reducir el costo energ\u00e9tico.<\/p>\n

Al analizar las opciones de un PIR, es importante mirar el valor de las opciones y no solo el costo: una opci\u00f3n energ\u00e9tica barata puede ser da\u00f1ina para el ambiente, mientras que una que sea un tanto m\u00e1s costosa puede generar una gran cantidad de empleos bien remunerados. En el caso de Puerto Rico, resulta importante asegurar que el dinero que va a salir de los bolsillos de los clientes en esta coyuntura cr\u00edtica no contin\u00fae subvencionando modelos obsoletos, sino que ir\u00e1 dirigido a transformar el sistema en uno eficiente, flexible, limpio y seguro.<\/p>\n

‘El PIR de la AEE parece estar dirigido a apuntalar la infraestructura actual y no parece tener la intenci\u00f3n de transformarla. Se apuesta a las unidades grandes de gas natural cuando la industria est\u00e1 evolucionando hacia otras direcciones.’<\/p>\n

El Plan presentado por la AEE<\/strong><\/p>\n

El pasado 7 de julio la AEE radic\u00f3 el borrador de su primer Plan Integrado de Recursos. El documento fue preparado por Siemens Industry, empresa que tiene y ha tenido m\u00faltiples contratos y proyectos con la AEE[1]. La totalidad del documento se encuentra en este enlace:<\/p>\n

http:\/\/www.aeepr.com\/Aeees\/ley57.asp<\/a><\/p>\n

La CEPR ha emitido una orden (CEPR-AP-2015-0002) identificando deficiencias en el Plan y requiri\u00e9ndole a la agencia que lo complete con informaci\u00f3n adicional. La orden puede encontrarse en el siguiente enlace:<\/p>\n

http:\/\/energia.pr.gov\/documentos\/ordenes\/<\/a><\/p>\n

M\u00e1s adelante resumimos estos se\u00f1alamientos iniciales de la CEPR. La AEE tiene hasta el 17 de agosto para enmendar el documento. Aquellos que quieran solicitar participaci\u00f3n en el proceso de evaluaci\u00f3n del Plan como interventores deben informar a la CEPR antes del 1 de septiembre. Qu\u00e9 propone el documento? Considera todas las opciones disponibles? Encamina una verdadera transformaci\u00f3n del sistema? Qui\u00e9nes se benefician de las distintas opciones? Veamos.<\/p>\n

El estudio analiza tres opciones de portafolios de infraestructura energ\u00e9tica (‘Portafolios’):<\/p>\n

\u2022 Portafolio 1: utiliza la infraestructura existente de la AEE.<\/p>\n

\u2022 Portafolio 2: construye unidades m\u00e1s peque\u00f1as con el prop\u00f3sito de dise\u00f1ar un sistema de generaci\u00f3n flexible que puede manejar mejor la integraci\u00f3n de proyectos de energ\u00eda renovable.<\/p>\n

\u2022 Portafolio 3: construye unidades grandes de ciclo combinado destinadas a suplir y manejar la carga base, esto es, el m\u00ednimo de energ\u00eda que necesita el sistema en un per\u00edodo de 24 horas. Es menos flexible que el Portafolio 2.<\/p>\n

Estos Portafolios se analizaron en el contexto de cuatro escenarios futuros (‘Futuros’):<\/p>\n

\u2022 Futuro 1: Asume que se construye el Aguirre Offshore Gas Port a\u00fan con acceso limitado de capital por parte de la AEE.<\/p>\n

\u2022 Futuro 2: Asume que Aguirre no se construye.<\/p>\n

\u2022 Futuro 3: Asume que mejora el acceso al capital y la Autoridad no solo construye el proyecto de Aguirre sino que es capaz tambi\u00e9n de generar una infraestructura de gas en el \u00e1rea norte de la Isla.<\/p>\n

\u2022 Futuro 4: Asume que se construye el Aguirre OGP pero duplica la cantidad de generaci\u00f3n distribuida que se usa en el sistema. Es similar al futuro 1.<\/p>\n

El estudio propone desarrollar el Portafolio 3, que retirar\u00eda o usar\u00eda limitadamente varias unidades existentes; incorporar\u00eda al sistema cinco unidades de ciclo combinado de combustibles f\u00f3siles para generaci\u00f3n nueva en Palo Seco, Aguirre y Costa Sur (fundamentalmente gas natural); permitir\u00eda 37 nuevos proyectos de energ\u00eda renovable para una capacidad total de 1,056MW (frente a 173 MW de seis proyectos actuales); e incorporar\u00eda 322 MW de generaci\u00f3n distribuida.<\/p>\n

El Plan resalta que el Portafolio 3 es m\u00e1s eficiente en suplir y manejar la carga base. El estudio asume que la demanda el\u00e9ctrica aumentar\u00e1 entre 1.8 y 16% para 2035. Sin embargo, seg\u00fan los datos de la propia Autoridad, la demanda el\u00e9ctrica se ha reducido un 15% entre los a\u00f1os fiscales 2007 y el 2014.<\/p>\n

El estudio destaca que el Portafolio 3 seleccionado tiene costos de capital y operaci\u00f3n menores que el Portafolio 2. El Portafolio 1 requiere la menor inversi\u00f3n total de capital, pero tiene los costos operacionales m\u00e1s altos y la eficiencia m\u00e1s baja porque b\u00e1sicamente utiliza el equipo existente hasta el momento.<\/p>\n

Resumen de costos de los Portafolios analizados<\/p>\n

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Fuente: Siemens Report Prepared for PREPA, Integrated Resource Plan, July 7, 2015, Volume 1: Supply Portfolios and Futures Analysis.<\/p>\n

Es preciso preguntarse si la diferencia en costos entre el Portafolio 3 (recomendado) y el Portafolio 2 es lo suficientemente grande para descartar el Portafolio 2. El Portafolio 2 es el \u00fanico de los tres que pondr\u00eda a la AEE en posici\u00f3n de cumplir con el mandato de ley de establece que para el 2035 el 20% de la energ\u00eda producida en Puerto Rico tiene que provenir de fuentes renovables. El Portafolio 3 seleccionado no cumple con el nivel requerido por ley.<\/p>\n

Es dif\u00edcil determinar si la cantidad de Generaci\u00f3n Distribuida propuesta por la AEE es adecuada: el documento habla de un crecimiento significativo en la capacidad instalada en el \u00faltimo a\u00f1o, pero ofrece dos cifras distintas (36 MW a abril de 2015 y 60.8 MW a febrero de 2015) y advierte que es preciso realizar un estudio formal de integraci\u00f3n. La generaci\u00f3n distribuida \u2013 que incluye la capacidad de producir energ\u00eda en el lugar de consumo \u2013 es particularmente importante para el sector comercial e industrial y para aquellos consumidores que quieran instalar, digamos, paneles fotovoltaicos en sus hogares.<\/p>\n

‘Ante la fragilidad ambiental de un entorno isle\u00f1o y la oposici\u00f3n que los gasoductos han levantado en el pasado, hay que preguntarse si la propuesta de la Autoridad es una sensata y realista.’<\/p>\n

Gasoductos Redux?: una apuesta al gas natural<\/strong><\/p>\n

El Plan propuesto por la AEE se fundamenta en la expansi\u00f3n del uso de gas natural y destaca varias opciones para desarrollar la infraestructura de distribuci\u00f3n del combustible:<\/p>\n

\u2022 Ampliar la capacidad de almacenamiento y entrega de gas natural de Eco-El\u00e9ctrica. Esta facilidad podr\u00eda usarse como sustituto del puerto de Aguirre.<\/p>\n

\u2022 Construir el puerto mar\u00edtimo de Aguirre (Aguirre Offshore Gas Port). Esta facilidad consistir\u00eda de una plataforma mar afuera para recibir, almacenar y regasificar el combustible. Se conectar\u00eda con la planta de Aguirre mediante un gasoducto submarino de cuatro millas.<\/p>\n

\u2022 Desarrollar un terminal terrestre de acopio de gas natural en el puerto de San Juan, directamente al este de la estaci\u00f3n termoel\u00e9ctrica de San Juan. Al menos una de las opciones requerir\u00eda el dragado de la Bah\u00eda y una probable asignaci\u00f3n de fondos por parte del Congreso.<\/p>\n

\u2022 Desarrollar una infraestructura de gasoductos sur-sur, sur-norte y norte-norte: un gasoducto desde Costa Sur a Aguirre, otro segmento desde Aguirre hasta San Juan, y un gasoducto lateral desde San Juan hasta Palo Seco. El estudio se\u00f1ala que ante la oposici\u00f3n que gener\u00f3 el Gasoducto del Norte (‘V\u00eda Verde’), la AEE pudiera considerar una ruta alterna m\u00e1s corta de Aguirre a San Juan (en lugar de la ruta original de EcoEl\u00e9ctrica a Arecibo y de Arecibo a Palo Seco\/San Juan). Se identifican dos posibles rutas desde Aguirre hasta el norte. Estas tendr\u00edan unas 50 millas de largo que necesitar\u00edan obtener unos 600 acres de servidumbre de paso e impactar\u00edan hasta 64 acres de humedales.<\/p>\n

\u2022 Utilizar contenedores intermodales (barcazas y camiones) que sirvan para embarcar, transportar y almacenar gas natural en el norte de la isla.<\/p>\n

Siemens dice no tener suficiente informaci\u00f3n para recomendar ninguna de las opciones y propone que la Autoridad desarrolle mayores estudios para evaluar estas alternativas.<\/p>\n

‘En lugar de planificar una transformaci\u00f3n de su infraestructura para cumplir, entre otras cosas, con el nivel mandatorio de energ\u00eda renovable, la AEE asume que no cumplir\u00e1.’<\/p>\n

Incumplimientos?<\/strong><\/p>\n

Llama la atenci\u00f3n que la AEE desarrolla su propuesta bajo la premisa de que no cumplir\u00e1 con dos programas mandatorios de la Ley de Transformaci\u00f3n y Alivio Energ\u00e9tico (Ley 57) y que necesitar\u00e1 dispensas para un tercero de la Agencia de Protecci\u00f3n Ambiental Federal:<\/p>\n

En el caso de la energ\u00eda renovable, la corporaci\u00f3n aduce que su ‘flota de generaci\u00f3n tiene inflexibilidades significativas en su configuraci\u00f3n presente dominada por turbinas grandes’ (I:3-17) y su propuesta bajo el PIR para aumentar la integraci\u00f3n de renovables se queda corta del mandato de ley:<\/p>\n

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Fuentes: Siemens Integrated Resources Plan, Ley N\u00fam. 82 de 2010, Ley N\u00fam. 57 de 2014, White House Fact Sheet Carbon Pollution Standards for Power Plants August 3, 2015.<\/p>\n

Asimismo, la AEE asume que las entidades p\u00fablicas cumplir\u00e1n apenas con el 80% de la reducci\u00f3n del consumo energ\u00e9tico mandatorio bajo la Ley 57 y que por tanto el programa apenas lograr\u00e1 reducir 5.25% del total de la energ\u00eda producida por la AEE para el 2022. Igualmente, el estudio circunscribe los programas de eficiencia energ\u00e9tica entre los consumidores al reemplazo de bombillas y enseres el\u00e9ctricos. En el caso de reemplazo de iluminaci\u00f3n, los ahorros en el consumo de energ\u00eda ser\u00edan de apenas 1 a 1.29% de la demanda total. No se provee un estimado para los enseres.<\/p>\n

El cumplimiento con los Est\u00e1ndares de Toxicidad de Aire y Mercurio (MATS), se identifica como prioritario durante los primeros cinco a\u00f1os del Plan. Sin embargo, el Plan se\u00f1ala que la AEE negociar\u00e1 un acuerdo con la EPA para continuar operando con combustible 6 (petr\u00f3leo) las unidades de Palo Seco 3&4 y San Juan 910. Asimismo, el cumplimiento de Aguirre 1<><><><><><><><><><><><><><><><><><><><><><><><><>2 depender\u00e1 de la gasificaci\u00f3n y el proyecto de la plataforma mar\u00edtima de Aguirre.\/p<\/p>\n

p<\/p>\n

Entre los se\u00f1alamientos hechos por la CEPR en su orden de 4 de agosto para que la AEE actualice el Plan sometido se encuentran:\/p<\/p>\n

p<\/p>\n

Proveer los costos de capital de cada una de las opciones de turbinas y unidades de ciclo combinado de gas natural que proponebr \/<\/p>\n

Explicar el impacto de distintos costos de acceso a capitalbr \/<\/p>\n

Proveer los costos variables y fijos de proyectos futuros de energ\u00eda renovablebr \/<\/p>\n

Explicar por qu\u00e9 no se incluyeron opciones de energ\u00eda renovable entre los recursos de generaci\u00f3n de la AEEbr \/<\/p>\n

Explicar por qu\u00e9 no se considera el cumplimiento con los Est\u00e1ndares para el Portafolio de Renovables (‘Renewable Portfolio Standards’) como un requisito estatutoriobr \/<\/p>\n

Explicar por qu\u00e9 se asume que solo se cumplir\u00e1 con el 80% del mandato de eficiencia energ\u00e9ticabr \/<\/p>\n

Proveer datos sobre las emisiones de di\u00f3xido de carbono, di\u00f3xido de azufre y ozono y explicar por qu\u00e9 se analizan escenarios futuros que no cumplen los requisitos regulatorios esperados del Plan de Energ\u00eda Limpia federal (‘Clean Power Plan’)br \/<\/p>\n

Identificar las mejoras que necesitar\u00edan los alimentadores del sistema para acomodar energ\u00eda fotovoltaica (generaci\u00f3n distribuida)\/p<\/p>\n

p<\/p>\n

‘Hoy d\u00eda, los expertos recomiendan usar el gas natural como transici\u00f3n a portafolios variados de energ\u00eda que integren generaci\u00f3n distribuida, energ\u00eda renovable y programas de eficiencia energ\u00e9tica. Mientras la AEE parece apostar a una infraestructura del pasado, la industria el\u00e9ctrica de Hawaii ha comenzado a moverse en esa nueva direcci\u00f3n.’\/p<\/p>\n

p<\/p>\n

strongHay alternativas a las presentadas por la AEE?\/strong\/p<\/p>\n

p<\/p>\n

Si bien durante las pasadas d\u00e9cadas la transici\u00f3n al gas natural se convirti\u00f3 en la forma m\u00e1s eficiente de reducir la contaminaci\u00f3n que produce la generaci\u00f3n de energ\u00eda con petr\u00f3leo y carb\u00f3n, expertos en la industria han comenzado a advertir sobre los riesgos de sobre-invertir en infraestructura que dependa exclusivamente del gas natural. La \u2018sobre-inversi\u00f3n’ en el gas puede provocar inversiones enormes en infraestructuras inflexibles que sean dif\u00edciles de amortizar a largo plazo (‘stranded costs’), amarren a los consumidores a una fuente de energ\u00eda f\u00f3sil que se trafica en un mercado muy vol\u00e1til y limiten el desarrollo de otras opciones energ\u00e9ticas. En ese sentido, la propuesta de la AEE parece llegar con d\u00e9cadas de atraso.\/p<\/p>\n

p<\/p>\n

El Regulatory Assistance Project (RAP) sostiene que frente a las grandes infraestructuras de gas natural (gasoductos, facilidades de procesamiento) se debe comenzar a pensar en infraestructuras flexibles que utilicen el gas natural como combustible de transici\u00f3n para desarrollar sistemas que utilicen portafolios variados de recursos y paulatinamente integren mayor generaci\u00f3n distribuida, energ\u00eda renovable y programas de eficiencia energ\u00e9tica.\/p<\/p>\n

p<\/p>\n

Esto es precisamente lo que est\u00e1 haciendo el conjunto de islas de Hawaii. Durante mucho tiempo, la Autoridad ha utilizado el caso de Hawaii para justificar los altos costos de la energ\u00eda en Puerto Rico. Seg\u00fan su argumento, los sistemas isle\u00f1os requieren mayor redundancia o capacidad de reserva, dependen de la importaci\u00f3n de combustibles que no producen, y no pueden beneficiarse de sistemas de transmisi\u00f3n regionales que bajen sus costos.\/p<\/p>\n

p<\/p>\n

Hawaii, sin embargo, ha implantado un agresivo plan de transformaci\u00f3n. El conjunto de islas ha establecido como meta proveer electricidad protegiendo las comunidades y el ambiente. Para esto, las tres empresas de energ\u00eda han dise\u00f1ado un plan que busca reducir la dependencia en combustibles f\u00f3siles importados (‘Hawaiian Electric Companies’ 2013 IRP Report and Action Plan’). Para el 2030 el 40% de la electricidad vendida deber\u00e1 provenir de fuentes renovables de energ\u00eda; para el 2045, la totalidad de la energ\u00eda deber\u00e1 provenir de fuentes renovables. A esos fines, el Plan Integrado de Recursos que desarrollaron las tres empresas productoras de electricidad en 2013 incluy\u00f3:<\/p>\n

\u2022 El decomiso de facilidades obsoletas de petr\u00f3leo.<\/p>\n

\u2022 El desarrollo r\u00e1pido de proyectos de bajo costo de energ\u00eda renovable.<\/p>\n

\u2022 El desarrollo de una flota eficiente de gas natural. La misma visualiza la integraci\u00f3n de plataformas flotantes de almacenaje y regasificaci\u00f3n que puedan ser removidas f\u00e1cilmente a medida que las condiciones cambien o el sistema evolucione.<\/p>\n

\u2022 La modernizaci\u00f3n del sistema de transmisi\u00f3n y el desarrollo de una red inteligente (‘smart grid’) que permite la generaci\u00f3n distribuida, la incorporaci\u00f3n de un sistema de almacenaje de energ\u00eda y la integraci\u00f3n de programas de Respuesta a la Demanda. Estos permiten ajustar la generaci\u00f3n y distribuci\u00f3n de electricidad a la demanda y le facilita a los consumidores ajustar su consumo durante el d\u00eda.<\/p>\n

\u2022 Programas de Eficiencia Energ\u00e9tica.<\/p>\n

Seg\u00fan la U.S. Energy Information Administration, en el pasado a\u00f1o Hawaii logr\u00f3 una reducci\u00f3n de entre 20.8% y 25.9% en el costo de la electricidad para todas las categor\u00edas de consumidores: de 7.94 para los clientes industriales; de 8.34 para los abonados comerciales y de 7.93 para los residenciales:<\/p>\n

<\/p>\n

Fuente: U.S. Energy Information Administration<\/p>\n

Entonces, es la propuesta que presenta la AEE en su Plan Integrado de Recursos la mejor apuesta para el dinero que vamos a aportar los clientes para transformar la infraestructura el\u00e9ctrica de Puerto Rico? Tal parece que existen otras opciones que deber\u00edan considerarse.<\/p>\n

Siemens Power Technologies prepar\u00f3 el estudio de 2014 que determin\u00f3 los l\u00edmites de energ\u00eda renovable que puede ser integrada al sistema actual de transmisi\u00f3n y distribuci\u00f3n de la Autoridad (PREPA Renewable Generation Integration Study). Siemens aparece en el PIR como empresa manufacturera de algunas de las unidades de combusti\u00f3n de diesel y gas natural. Siemens figura adem\u00e1s en la Lista de Inversores Aprobados para Uso en Sistemas de Generaci\u00f3n Distribuida de la AEE de julio de 2015.<\/em><\/p>\n

*La autora es directora Senior de Programas. Tomado del blog del CNE<\/a>.<\/em><\/p>","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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