AEE: ¿Más de lo mismo?

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Por: Jennifer Wolff, Directora Senior de Programas

 


“El Plan Integrado de Recursos de la AEE resulta crucial en vista de que la modernización de su infraestructura requerirá una infusión masiva de capital que saldrá de los bolsillos de los consumidores. ¿Está pensado el Plan de cara al futuro? ¿O está anclado en los mismos supuestos que han provocado los problemas actuales?”


Un proceso a seguir 

La atención pública al proceso de reforma de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) ha estado centrada en dos aspectos: la renegociación de la deuda y lo que se espera sea una eventual revisión de la tarifa eléctrica. Ambos procesos están ligados a un tercero que, aunque ha recibido menos atención pública, resulta igualmente importante.  Se trata del desarrollo del Plan Integrado de Recursos, un esfuerzo de planificación que regirá la evolución de nuestra infraestructura eléctrica durante las próximas dos décadas.

El plan resulta crucial no solo a la luz de la admisión de la Principal Oficial de Reestructuración de la AEE, Lisa Donahue, de que la infraestructura de la Autoridad es obsoleta (“crumbling”) y su modernización requerirá una infusión masiva de capital (que provendrá en buena medida de los bolsillos de los consumidores), sino a raíz de las nuevas regulaciones ambientales que impulsará la administración Obama bajo el llamado Plan de Energía Limpia (“Clean Power Plan”). La propuesta de la Casa Blanca establece parámetros más estrictos para las emisiones de carbón, promoverá un aumento en la energía renovable y enfatizará la adopción de programas de eficiencia energética.


“¿Incluye el Plan de la AEE todos los elementos de avanzada que conducirán a una verdadera transformación del sistema eléctrico de la Isla?”


En qué consiste un Plan Integrado de Recursos 

La Ley de Transformación y Alivio Energético aprobada el pasado año (Ley 57-2014) exige que la AEE someta para la aprobación de la Comisión de Energía de Puerto Rico (CEPR), el regulador de la industria, un análisis de las opciones que tiene para satisfacer la demanda de electricidad de la isla a largo plazo.  Este análisis, conocido como el Plan Integrado de Recursos (PIR), es el que guiará el proceso de inversiones de capital, integración de fuentes alternas de energía y negociación futuras de contratos de compraventa. Tiene que ser sometido no solamente al análisis técnico de la Comisión sino al escrutinio público.

En el PIR, la AEE tiene que proyectar la demanda futura de electricidad y evaluar los costos y beneficios de las múltiples opciones que tiene a su disposición 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 generación distribuida (esto es, producción descentralizada de energía, incluso por los propios clientes), programas de reacción a las fluctuaciones en la demanda para minimizar el consumo en horas pico (mediante metros y redes “inteligentes” de transmisión y sistemas de almacenaje de energía) y esfuerzos de eficiencia energética. Estos últimos tres elementos han sido poco discutidos en el caso de Puerto Rico pero son importantes porque son elementos de avanzada que incorporan a la ecuación la aportación que pueden hacer los propios consumidores para manejar su consumo y reducir el costo energético.

Al analizar las opciones de un PIR, es importante mirar el valor de las opciones y no solo el costo:  una opción energética barata puede ser dañina para el ambiente, mientras que una que sea un tanto más 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 crítica no continúe subvencionando modelos obsoletos, sino que irá dirigido a transformar el sistema en uno eficiente, flexible, limpio y seguro.


“El PIR de la AEE parece estar dirigido a apuntalar la infraestructura actual y no parece tener la intención de transformarla. Se apuesta a las unidades grandes de gas natural cuando la industria está evolucionando hacia otras direcciones.”


El Plan presentado por la AEE

El pasado 7 de julio la AEE radicó el borrador de su primer Plan Integrado de Recursos. El documento fue preparado por Siemens Industry, empresa que tiene y ha tenido múltiples contratos y proyectos con la AEE[1]. La totalidad del documento se encuentra en este enlace:

http://www.aeepr.com/Aeees/ley57.asp

La CEPR ha emitido una orden (CEPR-AP-2015-0002) identificando deficiencias en el Plan y requiriéndole a la agencia que lo complete con información adicional. La orden puede encontrarse en el siguiente enlace:

http://energia.pr.gov/documentos/ordenes/

Más adelante resumimos estos señalamientos iniciales de la CEPR. La AEE tiene hasta el 17 de agosto para enmendar el documento. Aquellos que quieran solicitar participación en el proceso de evaluación del Plan como interventores deben informar a la CEPR antes del 1 de septiembre. ¿Qué propone el documento? ¿Considera todas las opciones disponibles? ¿Encamina una verdadera transformación del sistema? ¿Quiénes se benefician de las distintas opciones? Veamos.

El estudio analiza tres opciones de portafolios de infraestructura energética (“Portafolios”):

• Portafolio 1: utiliza la infraestructura existente de la AEE.

• Portafolio 2: construye unidades más pequeñas con el propósito de diseñar un sistema de generación flexible que puede manejar mejor la integración de proyectos de energía renovable.

• Portafolio 3: construye unidades grandes de ciclo combinado destinadas a suplir y manejar la carga base, esto es, el mínimo de energía que necesita el sistema en un período de 24 horas. Es menos flexible que el Portafolio 2.

Estos Portafolios se analizaron en el contexto de cuatro escenarios futuros (“Futuros”):

• Futuro 1: Asume que se construye el Aguirre Offshore Gas Port aún con acceso limitado de capital por parte de la AEE.

• Futuro 2: Asume que Aguirre no se construye.

• Futuro 3:  Asume que mejora el acceso al capital y la Autoridad no solo construye el proyecto de Aguirre sino que es capaz también de generar una infraestructura de gas en el área norte de la Isla.

• Futuro 4: Asume que se construye el Aguirre OGP pero duplica la cantidad de generación distribuida que se usa en el sistema. Es similar al futuro 1.

El estudio propone desarrollar el Portafolio 3, que retiraría o usaría limitadamente varias  unidades existentes; incorporaría al sistema cinco unidades de ciclo combinado de combustibles fósiles para generación nueva en Palo Seco, Aguirre y Costa Sur (fundamentalmente gas natural); permitiría 37 nuevos proyectos de energía renovable para una capacidad total de 1,056MW (frente a 173 MW de seis proyectos actuales); e incorporaría 322 MW de generación distribuida.

El Plan resalta que el Portafolio 3 es más eficiente en suplir y manejar la carga base. El estudio asume que la demanda eléctrica aumentará entre 1.8 y 16% para 2035. Sin embargo, según los datos de la propia Autoridad, la demanda eléctrica se ha reducido un 15% entre los años fiscales 2007 y el 2014.

El estudio destaca que el Portafolio 3 seleccionado tiene costos de  capital y operación menores que el Portafolio 2.  El Portafolio 1 requiere la menor inversión total de capital, pero tiene los costos operacionales más altos y la eficiencia más baja porque básicamente utiliza el equipo existente hasta el momento.

Resumen de costos de los Portafolios analizados

costos portafolios

Fuente:  Siemens Report Prepared for PREPA, Integrated Resource Plan, July 7, 2015, Volume 1:  Supply Portfolios and Futures Analysis.

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 único de los tres que pondría a la AEE en posición de cumplir con el mandato de ley de establece que para el 2035 el 20% de la energía producida en Puerto Rico tiene que provenir de fuentes renovables.  El Portafolio 3 seleccionado no cumple con el nivel requerido por ley.

Es difícil determinar si la cantidad de Generación Distribuida propuesta por la AEE es adecuada: el documento habla de un crecimiento significativo en la capacidad instalada en el último año, 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 integración. La generación distribuida – que incluye la capacidad de producir energía en el lugar de consumo – es particularmente importante para el sector comercial e industrial y para aquellos consumidores que quieran instalar, digamos, paneles fotovoltaicos en sus hogares.


“Ante la fragilidad ambiental de un entorno isleño y la oposición que los gasoductos han levantado en el pasado, hay que preguntarse si la propuesta de la Autoridad es una sensata y realista.”


¿Gasoductos Redux?:  una apuesta al gas natural

El Plan propuesto por la AEE se fundamenta en la expansión del uso de gas natural y destaca varias opciones para desarrollar la infraestructura de distribución del combustible:

• Ampliar la capacidad de almacenamiento y entrega de gas natural de Eco-Eléctrica.  Esta facilidad podría usarse como sustituto del puerto de Aguirre.

• Construir el puerto marítimo de Aguirre (Aguirre Offshore Gas Port). Esta facilidad consistiría  de una plataforma mar afuera para recibir, almacenar y regasificar el combustible. Se conectaría con la planta de Aguirre mediante un gasoducto submarino de cuatro millas.

• Desarrollar un terminal terrestre de acopio de gas natural en el puerto de San Juan, directamente al este de la estación termoeléctrica de San Juan. Al menos una de las opciones requeriría el dragado de la Bahía y una probable asignación de fondos por parte del Congreso.

• 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 señala que ante la oposición que generó el Gasoducto del Norte (“Vía Verde”), la AEE pudiera considerar una ruta alterna más corta de Aguirre a San Juan (en lugar de la ruta original de EcoEléctrica a Arecibo y de Arecibo a Palo Seco/San Juan).  Se identifican dos posibles rutas desde Aguirre hasta el norte.  Estas tendrían unas 50 millas de largo que necesitarían obtener unos 600 acres de servidumbre de paso e impactarían hasta 64 acres de humedales.

• Utilizar contenedores intermodales (barcazas y camiones) que sirvan para embarcar, transportar y almacenar gas natural en el norte de la isla.

Siemens dice no tener suficiente información para recomendar ninguna de las opciones y propone que la Autoridad desarrolle mayores estudios para evaluar estas alternativas.


“En lugar de planificar una transformación de su infraestructura para cumplir, entre otras cosas, con el nivel mandatorio de energía renovable, la AEE asume que no cumplirá.”


¿Incumplimientos?

Llama la atención que la AEE desarrolla su propuesta bajo la premisa de que no cumplirá con dos programas mandatorios de la Ley de Transformación y Alivio Energético (Ley 57) y que necesitará dispensas para un tercero de la Agencia de Protección Ambiental Federal:

En el caso de la energía renovable, la corporación aduce que su “flota de generación tiene inflexibilidades significativas en su configuración presente dominada por turbinas grandes” (I:3-17) y su propuesta bajo el PIR para aumentar la integración de renovables se queda corta del mandato de ley:

plan AEE v. mandatos

Fuentes:  Siemens Integrated Resources Plan, Ley Núm. 82 de 2010, Ley Núm. 57 de 2014, White House Fact Sheet Carbon Pollution Standards for Power Plants August 3, 2015.

Asimismo, la AEE asume que las entidades públicas cumplirán apenas con el 80% de la reducción del consumo energético mandatorio bajo la Ley 57 y que por tanto el programa apenas logrará reducir 5.25% del total de la energía producida por la AEE para el 2022.  Igualmente, el estudio circunscribe los programas de eficiencia energética entre los consumidores al reemplazo de bombillas y enseres eléctricos. En el caso de reemplazo de iluminación, los ahorros en el consumo de energía serían de apenas 1 a 1.29% de la demanda total.  No se provee un estimado para los enseres.

El cumplimiento con los Estándares de Toxicidad de Aire y Mercurio (MATS), se identifica como prioritario durante los primeros cinco años del Plan. Sin embargo, el Plan señala que la AEE negociará un acuerdo con la EPA para continuar operando con combustible 6 (petróleo) las unidades de Palo Seco 3&4 y San Juan 9&10. Asimismo, el cumplimiento de Aguirre 1&2 dependerá de la gasificación y el proyecto de la  plataforma marítima de Aguirre.

Entre los señalamientos hechos por la CEPR en su orden de 4 de agosto para que la AEE actualice el Plan sometido se encuentran:

  • Proveer los costos de capital de cada una de las opciones de turbinas y unidades de ciclo combinado de gas natural que propone
  • Explicar el impacto de distintos costos de acceso a capital
  • Proveer los costos variables y fijos de proyectos futuros de energía renovable
  • Explicar por qué no se incluyeron opciones de energía renovable entre los recursos de generación de la AEE
  • Explicar por qué no se considera el cumplimiento con los Estándares para el Portafolio de Renovables (“Renewable Portfolio Standards”) como un requisito estatutorio
  • Explicar por qué se asume que solo se cumplirá con el 80% del mandato de eficiencia energética
  • Proveer datos sobre las emisiones de dióxido de carbono, dióxido de azufre y ozono y explicar por qué se analizan escenarios futuros que no cumplen los requisitos regulatorios esperados del Plan de Energía Limpia federal (“Clean Power Plan”)
  • Identificar las mejoras que necesitarían los alimentadores del sistema para acomodar energía fotovoltaica (generación distribuida)

“Hoy día, los expertos recomiendan usar el gas natural como transición a portafolios variados de energía que integren generación distribuida, energía renovable y programas de eficiencia energética. Mientras la AEE parece apostar a una infraestructura del pasado, la industria eléctrica de Hawaii ha comenzado a moverse en esa nueva dirección.” 


¿Hay alternativas a las presentadas por la AEE?

Si bien durante las pasadas décadas la transición al gas natural se convirtió en la forma más eficiente de reducir la contaminación que produce la generación de energía con petróleo y carbón, expertos en la industria han comenzado a advertir sobre los riesgos de sobre-invertir en infraestructura que dependa exclusivamente del gas natural. La ‘sobre-inversión’ en el gas puede provocar inversiones enormes en infraestructuras inflexibles que sean difíciles de amortizar a largo plazo (“stranded costs”), amarren a los consumidores a una fuente de energía fósil que se trafica en un mercado muy volátil y limiten el desarrollo de otras opciones energéticas. En ese sentido, la propuesta de la AEE parece llegar con décadas de atraso.

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 transición para desarrollar sistemas que utilicen portafolios variados de recursos y paulatinamente integren mayor generación distribuida, energía renovable y programas de eficiencia energética.

Esto es precisamente lo que está 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 energía en Puerto Rico.  Según su argumento, los sistemas isleños requieren mayor redundancia o capacidad de reserva, dependen de la importación de combustibles que no producen, y no pueden beneficiarse de sistemas de transmisión regionales que bajen sus costos.

Hawaii, sin embargo, ha implantado un agresivo plan de transformación. El conjunto de islas ha establecido como meta proveer electricidad protegiendo las comunidades y el ambiente. Para esto, las tres empresas de energía han diseñado un plan que busca reducir la dependencia en combustibles fósiles importados (“Hawaiian Electric Companies’ 2013 IRP Report and Action Plan”). Para el 2030 el 40% de la electricidad vendida deberá provenir de fuentes renovables de energía; para el 2045, la totalidad de la energía deberá provenir de fuentes renovables.  A esos fines, el Plan Integrado de Recursos que desarrollaron las tres empresas productoras de electricidad en 2013 incluyó:

• El decomiso de facilidades obsoletas de petróleo.

• El desarrollo rápido de proyectos de bajo costo de energía renovable.

• El desarrollo de una flota eficiente de gas natural. La misma visualiza la integración de plataformas flotantes de almacenaje y regasificación que puedan ser removidas fácilmente a medida que las condiciones cambien o el sistema evolucione.

• La modernización del sistema de transmisión y el desarrollo de una red inteligente (“smart grid”) que permite la generación distribuida, la incorporación de un sistema de almacenaje de energía y la integración de programas de Respuesta a la Demanda.  Estos permiten ajustar la generación y distribución de electricidad a la demanda y le facilita a los consumidores ajustar su consumo durante el día.

• Programas de Eficiencia Energética.

Según la U.S. Energy Information Administration, en el pasado año Hawaii logró una reducción de entre 20.8% y 25.9% en el costo de la electricidad para todas las categorías de consumidores:  de 7.94¢ para los clientes industriales; de 8.34 ¢ para los abonados comerciales y de 7.93 ¢ para los residenciales:

Hawaii

Fuente:  U.S. Energy Information Administration

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 eléctrica de Puerto Rico?  Tal parece que existen otras opciones que deberían considerarse.

 

REGRESAR AL TEXTO ¹Siemens Power Technologies preparó el estudio de 2014 que determinó los límites de energía renovable que puede ser integrada al sistema actual de transmisión y distribución de la Autoridad (PREPA Renewable Generation Integration Study). Siemens aparece en el PIR como empresa manufacturera de algunas de las unidades de combustión de diesel y gas natural. Siemens figura además en la Lista de Inversores Aprobados para Uso en Sistemas de Generación Distribuida de la AEE de julio de 2015.

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