Publicado el 13 de octubre de 2022 / Read in English

Jennifer Wolff, Ph.D.

La más reciente falla masiva en el sistema eléctrico de Puerto Rico causada por el Huracán Fiona, el desencanto con el desempeño de LUMA, y la frustración general con el proceso de reconstrucción y transformación de la infraestructura de la isla me llevaron a preguntarle a dos expertos en sistemas eléctricos en España sobre las claves para lograr tener un sistema funcional. A continuación esbozo los aprendizajes que derivé de conversaciones con Diego Rodríguez Rodríguez, economista,  catedrático en la Universidad Complutense de Madrid y colaborador del think tank español FEDEA; y Ricardo Guerrero Lemus, físico aplicado, catedrático y parte del grupo de investigación en energías renovables de la Universidad de la Laguna en Tenerife, Canarias. Ambos son oriundos del archipiélago canario por lo que comprenden cómo funcionan sistemas isleños aislados, anticuados y vulnerables como el de Puerto Rico.

Las lecciones apuntan en tres direcciones: normativas (reglamentos, métricas), institucionales (la efectividad de la supervisión gubernamental, la colaboración entre actores, la innovación y el dinamismo de la investigación) y técnicas (digitalización, capacidad de la red).

Interrupción del servicio eléctrico tras el paso del huracán Fiona por Puerto Rico

1. La regulación española prima la garantía del suministro eléctrico y hay consecuencias concretas para las empresas que incumplen

La creación de un mercado eléctrico en 1997 tras la integración a la Unión Europea transformó el sector energético de España, de uno en el que una empresa, UNESA, coordinaba la totalidad del sistema eléctrico y el Estado fijaba las tarifas, a uno liberalizado con múltiples actores privados que actúan en el marco de la competencia de mercado. El andamiaje regulatorio que vino aparejado a este cambio incorporó el concepto de “garantía de suministro”. Este establece la responsabilidad de estos nuevos actores a suplir la demanda eléctrica en todo momento y cuenta con múltiples disposiciones que abarcan desde la generación de electricidad en los territorios insulares y las facultades del operador de la red eléctrica en casos de emergencia, hasta la potestad de las administraciones públicas a emitir sanciones contra las empresas cuando se producen los llamados “ceros energéticos” (apagones).

En España hay muy pocos “ceros” – el índice de disponibilidad de la red peninsular fue de 98.5% del tiempo en 2021 y el tiempo promedio de las interrupciones fue de menos de 25 segundos. Los sistemas insulares son más frágiles: en 2021 el archipiélago canario tuvo 4 interrupciones en el servicio eléctrico con un tiempo promedio de 2.33 minutos cada uno (Red Eléctrica, The Spanish Electricity Report). Los “apagones”, cuando se producen, son severamente sancionados e incluyen no solo multas millonarias a las empresas, sino la compensación a los consumidores. La isla de Tenerife, por ejemplo, ha emitido sobre € 64 millones en sanciones por  “ceros energéticos” de gran envergadura ocurridos en los pasados años:

• Septiembre de 2019 – una interrupción eléctrica dejó a oscuras por 9 horas a los 950 mil habitantes de la isla. Endesa, la empresa generadora de electricidad, y Red Eléctrica de España, el operador de la red, fueron multadas en € 10 millones y € 30 millones Los residentes de núcleos urbanos tuvieron derecho a un crédito de € 21 en sus facturas por concepto de la electricidad dejada de percibir (en España no solo se paga por la electricidad consumida sino por la potencia máxima que puede consumir el hogar en un determinado momento); y los consumidores fueron instados a someter reclamaciones a las empresas por alimentos estropeados o daños a los electrodomésticos.
• Junio de 2020 – en esta ocasión, Red Eléctrica fue multada en € 8 millones por un “cero” de 54 minutos que afectó a casi 150-mil abonados.
• Julio de 2020 – un “cero” de más de 16 horas desembocó en una multa de € 6 millones a la generadora Unelco y otra de € 10 millones a E-distribución Red, empresa distribuidora.

En Puerto Rico no se han impuesto multas por concepto de interrupciones de servicio (a pesar de que la legislación vigente lo permite): el “apagón” de abril 2022, por ejemplo, todavía en octubre continúa bajo evaluación por parte del Negociado de Energía (NEPR) .

Reproduce el siguiente video para escuchar a Ricardo Guerrero Lemus sobre la garantía de suministro eléctrico

2. Hay parámetros claros de desempeño y una supervisión activa por parte del Estado al operador de la red de distribución eléctrica

 En España el operador de la red eléctrica es una empresa privada que cotiza en Bolsa, Red Eléctrica de España (REE). Sin embargo, el Estado mantiene un 20% de participación en esta a través de la Sociedad Estatal de Participaciones Industriales (SEPI), una corporación pública con inversiones en sectores clave (construcción de buques, desarrollo rural, infraestructuras, entre otros).  La supervisión de REE por parte del Ministerio de Transición Ecológica y Reto Demográfico, encargado del tema energético, y la Comisión Nacional de Mercados y Competencia (CNMC), es particularmente activa. En Puerto Rico la supervisión pública sobre el operador de la red (LUMA) recae sobre la Autoridad para las Alianzas Público Privadas (AAPP) y el Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR).  Según informes de prensa, la fiscalización pública ha adolecido de falta de coordinación entre agencias, laxitud, y en ocasiones, falta de peritaje para manejar un asunto de gran complejidad.

El sistema de retribución de Red Eléctrica en España está diseñado para incentivar el buen desempeño.  Solo se toman en cuenta los costos operacionales relacionados a la operación de “una empresa eficiente y bien gestionada”, y se incorporan métricas claras, incentivos relacionados a su cumplimiento y penalizaciones relacionados al fallo en el servicio. En Puerto Rico, CNE ha alertado sobre las fallas en el contrato suscrito entre la AEE y LUMA y la falta de precisión en los indicadores  por desempeño contenidos en el contrato.  El proceso para fijar los parámetros de desempeño de LUMA no comenzó en el NEPR sino hasta diciembre de 2020 – seis meses después de firmado el contrato – y todavía hoy, más de dos años después, continúa y es objeto de mociones y contra-mociones ante el ente regulador. El informe de desempeño emitido en mayo de 2022 por el NEPR (NEPR-MI-2019-007/June 2021-May 2022, 12-Month Metrics Summary) carece de datos en casi 90 de los 565 parámetros, tanto en los ámbitos de distribución y generación, como en el área de desempeño financiero. En el renglón de transmisión y distribución específicamente (a cargo de LUMA), el NEPR encontró “cumplimiento” en apenas 4 de los 14 parámetros, “no cumplimiento” en 6, y careció de datos para 4.

Como datos comparativos:

• Red Eléctrica gestiona unas 27,300 millas de circuitos eléctrico en España; LUMA gestiona 2,500 millas de líneas de transmisión y distribución en Puerto Rico.
• En el caso de España, Red Eléctrica tiene un grupo a cargo del transporte de la electricidad y otro a cargo de la construcción y mantenimiento de la red de transmisión y distribución, tarea que en el caso de Puerto Rico se delegó también en LUMA .
• Durante el periodo 2020-2022 la retribución anual de Red Eléctrica de España por concepto del transporte de electricidad fue fijada entre € 71.8 y  € 74.6 millones; esto es, los incentivos representaron unos € 2.8 millones anuales a la empresa. La retribución base de LUMA para este próximo (primer) año de contrato está fijada en $ 70 millones en dólares de 2020 ajustados por la inflación; los incentivos pudieran ser de hasta $ 13 millones adicionales. Actualmente, LUMA opera la red de Puerto Rico de acuerdo a un Acuerdo Suplementario que le permite cobrar una retribución base de $115 millones en dólares de 2020 ajustados por la inflación. El primer ajuste por inflación resultó en un aumento de $7 millones de dólares en la cantidad de la retribución base.

Reproduce el siguiente video para escuchar a Diego Rodríguez Rodríguez sobre la supervisión del operador de la red eléctrica

3. La red eléctrica en España está digitalizada y es gestionada de forma transparente para facilitar la interconexión de renovables

La penetración de fuentes renovables para la generación de electricidad en España ha alcanzado magnitudes importantes: representa el 57% de la capacidad instalada y el 48% de la electricidad producida. Supera de esta forma el 39% de generación eléctrica renovable de la totalidad del mercado europeo. En contraste, en EEUU la generación eléctrica a base de renovables es del 24%; en Puerto Rico, la generación renovable en facilidades de gran escala bajo contrato de la AEE es de un 2%.

Estos adelantos en materia de renovables en España han sido posible, entre otras cosas, gracias a la creación de un sistema de gestión de integración de fuentes renovables que ha sido pionero y ha marcado el paso en Europa. A través de la digitalización de la red eléctrica (smart grid), España cuenta con un Centro de control para la integración de renovables operado por REE que obtiene cada 12 segundos información sobre la producción, el voltaje y la calidad de conexión de las compañías de generación. Junto a un sistema de almacenaje de energía que utiliza tecnología punta, este centro digital permite brindarle estabilidad a la generación renovable, que por su naturaleza, fluctúa con las condiciones climáticas. Además, la información sobre los ‘nodos’ disponibles en las redes de transmisión para nuevas interconexiones es de carácter abierto, lo que facilita la planificación y la entrada a la red por parte de nuevos suplidores de generación renovable (ver por ejemplo, el desglose de los 920 ‘nodos’ disponibles al 3 de octubre a través del país). El proceso de planificación es uno vivo, dinámico y continuo e integra la participación de comunidades autónomas y actores del sector con propuestas de ampliación y mejoras a la red (en 2019 se recibieron 1,335 de estas propuestas, la mayor parte relacionadas a la conexión de renovables).

A nivel del consumidor, la utilización de contadores inteligentes (digitalizados) que permiten “net metering”, ie, el aspecto técnico, ha venido acompañada de cambios en el marco regulatorio para facilitar la producción de energía en el punto de consumo, así como la interconexión entre consumidores y prosumidores (consumidores que producen su propia energía). Se prescindió de la necesidad de que se tramiten permisos para las instalaciones de auto-consumo, se eliminó el llamado “impuesto al sol” (que obligaba a prosumidores a pagar por la electricidad que producían sus propios sistemas), y se eliminaron los cargos de peaje por el uso de las líneas de baja tensión para compartir energía eléctrica. Los consumidores continúan aportando al mantenimiento del sistema eléctrico a través de un coste fijo por la potencia contratada, cargo que es calculado por la Comisión Nacional de Mercados y Competencia en función de los gastos necesarios para mantener y modernizar la red.  Se creó además la figura jurídica de la “comunidad energética”, que puede tomar dos formas: la de una especie de cooperativa donde los socios aportan capital para instalar una facilidad energética, o la de una asociación entre un consumidor que le compra la electricidad a su vecino prosumidor,  todo facilitado por la digitalización de las redes eléctricas.

Reproduce el siguiente video para escuchar a Ricardo Guerrero Lemus sobre las comunidades energéticas

Este empuje técnico y normativo ha coincidido con la aprobación de subvenciones millonarias por parte de la Unión Europea, un elemento clave para lograr el auto-consumo a gran escala. Estas subvenciones están permitiendo que los consumidores puedan amortizar su inversión en paneles fotovoltaicos en tres a cinco años, en lugar de una o dos décadas. La Unión Europea tiene al menos 12 fondos disponibles para fomentar la evolución del sector energético. De estos, España ha asignado € 660 millones de estos fondos a las comunidades autónomas para promover el auto-consumo, que todavía tiene un nivel de penetración baja en la península (la Unión Española Fotovoltaica señala que en el país hay apenas 150,000 instalaciones de auto-consumo frente a las 2 millones de Alemania; en Puerto Rico el auto-consumo alcanzó el 18% de la generación de electricidad en enero de 2022). Se espera que los cambios normativos y las subvenciones le den impulso al sector, algo que ha comenzado a ocurrir en el archipiélago canario.

Canarias, al igual que Puerto Rico, aún depende del petróleo para la mayor parte de su generación eléctrica. Próximo a la costa africana, su lejanía de la península ibérica (más de 1,200 millas) hace que su sistema eléctrico sea uno aislado (como el de Puerto Rico). Durante los primeros cinco meses de 2022 el archipiélago canario triplicó la potencia instalada de auto-consumo eléctrico (fundamentalmente solar), y aunque pequeña todavía, se espera que continúe creciendo de forma exponencial.  Tanto los ayuntamientos como las universidades locales han comenzado a apostar por las fuentes renovables y la creación de prosumidores. El grupo de islas cuenta con 4,800 horas de luz solar año y 200 km cuadrados de superficies ociosas (techos, estacionamientos), por lo que algunos estiman que  la auto-generación pudiera convertirse en puntal del sistema eléctrico isleño. La Universidad de la Laguna en Tenerife, por ejemplo, se ha envuelto activamente en la investigación de energías renovables y el desarrollo de redes inteligentes en contextos isleños. Ha iniciado además un programa de enlace conjunto con el Ayuntamiento para orientar a la población tinerfeña sobre la formación de comunidades energéticas y el uso de techos para la producción de energía fotovoltaica.