An谩lisis del resumen del informe PR100

An谩lisis del resumen del informe PR100

Publicado el 13 de marzo de 2024 / Read in English

Sergio portrait
Director de Pol铆tica P煤blica
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Introducci贸n

El 7 de febrero, representantes del Departamento de Energ铆a de Estados Unidos (鈥淒OE鈥, por sus siglas en ingl茅s) incluyendo a la secretaria Granholm, presentaron un resumen de los hallazgos del Estudio de resiliencia de la red el茅ctrica de Puerto Rico y transiciones a energ铆a 100% renovable (PR100). Se trata de un esfuerzo de dos a帽os dirigido por el DOE, con la colaboraci贸n de la Universidad de Puerto Rico Mayag眉ez y otras partes interesadas locales, para analizar e identificar posibles v铆as para que Puerto Rico alcance el objetivo de generar el 100% de su electricidad con fuentes de energ铆a renovable para 2050.

Aunque el Informe Final del PR100 no se publicar谩 hasta finales de marzo, en este an谩lisis de pol铆tica p煤blica destacamos algunas de las conclusiones del resumen del PR100 debido a su importancia y a sus posibles implicaciones de pol铆tica p煤blica para el sector el茅ctrico de Puerto Rico.

Objetivo

La Ley de Pol铆tica P煤blica Energ茅tica de Puerto Rico de 2019 (“Ley 17 de 2019”) exige que Puerto Rico satisfaga el 100% de sus necesidades de electricidad con energ铆a renovable para 2050. Para alcanzar ese objetivo, la Ley 17 estableci贸 las metas provisionales de 40% de generaci贸n renovable para 2025; 60% de generaci贸n renovable para 2040; la eliminaci贸n gradual de la generaci贸n proveniente de carb贸n para 2028; y un aumento del 30% en la eficiencia energ茅tica para 2040. A mediados de 2023, y a pesar de un aumento significativo en la generaci贸n solar fotovoltaica distribuida (a diferencia de la generaci贸n solar a escala comercial), s贸lo entre el 3% y el 5% de la capacidad de generaci贸n disponible para la red proviene de fuentes renovables. Adem谩s, “lograr el objetivo del 40% en 2025 representar铆a un aumento de al menos 3 GW de capacidad adicional de energ铆a renovable si se alcanzara con sistemas solares fotovoltaicos a gran escala” (Resumen PR100, p.1).

En pocas palabras, esto significa que Puerto Rico tiene un retraso considerable en el cumplimiento del objetivo provisional del 40% de generaci贸n renovable para 2025. Es muy probable que Puerto Rico no lo consiga.

Los escenarios y sus variaciones

El DOE, junto con varios laboratorios nacionales y partes interesadas locales, defini贸 tres escenarios para alcanzar el objetivo del 100% en 2050. Los tres escenarios asumen que “las redes de transmisi贸n y distribuci贸n fueron reparadas lo suficiente como para respaldar la operaci贸n confiable del sistema el茅ctrico y que estas reparaciones se completaron con fondos federales” (Resumen PR100, p. 4). Los escenarios se diferencian inicialmente variando el nivel de adopci贸n de recursos energ茅ticos distribuidos (“DER”, por sus siglas en ingl茅s).

El escenario 1 asume que la adopci贸n de DER est谩 impulsada principalmente por 鈥渁horros econ贸micos y el valor de la energ铆a de respaldo para los propietarios鈥. Tambi茅n prioriza el despliegue de DER en estructuras de 鈥渟ervicios cr铆ticos como hospitales, estaciones de bomberos y tiendas de comestibles鈥 (Resumen PR100, p. 8). Este Escenario se denomina “Econ贸mico” en todo el Estudio PR100.

El Escenario 2 extiende la adopci贸n de DER m谩s all谩 de los niveles del Escenario 1 para incluir 鈥渉ogares de muy bajos recursos (0%-30% del ingreso medio del 谩rea) y aquellos en 谩reas remotas que no habr铆an comprado los sistemas 煤nicamente por motivos econ贸micos鈥 (Resumen PR100, p. 8). Este es el Escenario 鈥Equitativo鈥.

El Escenario 3 modela la 鈥渕谩xima implementaci贸n de DER en todos los techos adecuados [nuestro enfoque] a un nivel que satisfaga sus cargas cr铆ticas鈥 (Resumen PR100, p. 8). Este es el Escenario 鈥M谩ximo鈥.

La siguiente gr谩fica muestra los tres escenarios modelados en el Estudio PR100, 鈥渜ue se distinguen por distintos niveles de adopci贸n de DER. Las diferencias entre escenarios est谩n indicadas con un c铆rculo azul鈥.


Fuente: Resumen PR100, p. 8.

Adem谩s, los autores tambi茅n definieron dos variaciones con respecto a (1) uso de terreno y (2) carga el茅ctrica (demanda) en las proyecciones hasta 2050, para aplicar a cada uno de estos escenarios.

La variaci贸n en el uso de terreno incluye dos variantes: (1) Menos Tierra y (2) M谩s Tierra. El prop贸sito de modelar esta variaci贸n es establecer si la meta de 100% para 2050 se puede 鈥渃umplir desarrollando proyectos a gran escala solo en terrenos no designados para fines agr铆colas鈥 o si se requerir铆a el uso de tierras agr铆colas (Resumen PR100, p. 9).

En ambas variantes de uso de terreno, 鈥渆l desarrollo de sistemas solares fotovoltaicos y e贸licos a gran escala est谩 restringido en 谩reas como carreteras, cuerpos de agua, h谩bitats protegidos, 谩reas con riesgo de inundaci贸n, pendientes superiores al 10% y reservas agr铆colas. En la variante Menos Tierra, el desarrollo de proyectos a gran escala tambi茅n est谩 restringido en 谩reas identificadas para uso agr铆cola en el Plan de Uso de Terreno de 2015鈥 (Resumen PR100, p. 9).

Las conclusiones de este an谩lisis son que 鈥淓n la variante M谩s Tierra鈥638 km2 [246.3 millas cuadradas] est谩n disponibles para desarrollo de energ铆a solar, con un potencial t茅cnico de 44.66 GW鈥 mientras que en 鈥淢enos Tierra [variante] la superficie para posible desarrollo es de 203 km2 [78.4 millas cuadradas] con un potencial t茅cnico de 14.22 GW鈥 (Resumen PR100, p. 9).

La variaci贸n de carga el茅ctrica tambi茅n tiene dos variantes: (1) escenario de Estimaci贸n media y (2) escenario de Estr茅s. Cada caso proyecta la carga el茅ctrica hasta 2050 teniendo en cuenta (1) la variaci贸n de la demanda de uso final debida a cambios en la poblaci贸n, el empleo en el sector manufacturero, la actividad econ贸mica y otras variables; (2) el aumento de la demanda por la adopci贸n de veh铆culos el茅ctricos (“VE”); y (3) la disminuci贸n de la demanda debido a medidas de eficiencia energ茅tica (“EE”).

La variante de Estr茅s se model贸 expresamente para 鈥渁yudar a aquellos responsables de la toma de decisiones a no hacer una planificaci贸n insuficiente en caso de que la carga aumente, y a tener en cuenta la incertidumbre en los datos para el c谩lculo de la carga de uso final鈥 (Resumen PR100, p. 10). El desarrollo de esta variante nos lleva a pensar que el DOE cree que los responsables de la toma de decisiones en Puerto Rico podr铆an estar subestimando la demanda de electricidad a largo plazo en la isla.

La variante de Estimaci贸n media muestra 鈥渦na ligera disminuci贸n en las ventas de electricidad a lo largo del tiempo, debido principalmente a las disminuciones previstas a largo plazo en la poblaci贸n y el producto nacional bruto real鈥 (Resumen PR100, p. 10). En el otro lado del panorama, la variante de Estr茅s 鈥渟upone que la combinaci贸n de cargas de uso final y eficiencia energ茅tica dar谩 como resultado ventas y cargas el茅ctricas anuales sin cambios desde el a帽o fiscal 2023 hasta el a帽o fiscal 2051鈥 (Resumen PR100, p. 10). Con la adopci贸n de los VE, la carga de electricidad aumenta moderadamente con el tiempo hasta el a帽o fiscal 2051.

En resumen, el equipo de PR100 model贸 tres escenarios con dos variaciones y cada uno con dos variantes, lo que dio como resultado un total de 12 variaciones de escenarios. Los escenarios se identifican primero por su n煤mero y luego por su variaci贸n. Por ejemplo, el escenario 1LS significa Escenario 1 (Econ贸mico), Menos Tierra, Carga de Estr茅s. Seg煤n el resumen del PR100, parece existir una variaci贸n bastante peque帽a en los resultados entre los escenarios durante los pr贸ximos a帽os.

Las principales conclusiones de esta parte son: (1) el DOE est谩 asumiendo que el financiamiento federal en lo inmediato a corto plazo se utilizar谩 para financiar la reparaci贸n de las redes de transmisi贸n y distribuci贸n para apoyar la operaci贸n confiable del sistema el茅ctrico antes de que el despliegue de DER comience seriamente; (2) los encargados de la toma de decisiones en Puerto Rico podr铆an estar subestimando las cargas de electricidad a largo plazo; y (3) 鈥渋ndependientemente del escenario o la fuente de energ铆a renovable, se necesita de inmediato una mayor capacidad en el sistema para lograr un sistema el茅ctrico robusto para Puerto Rico鈥 (Resumen PR100, p. 10-11).

Evaluaci贸n de recursos

El DOE realiz贸 evaluaciones de las fuentes de energ铆a renovable en Puerto Rico para determinar si el potencial de 鈥渟olar, e贸lica, hidroel茅ctrica y otras fuentes es suficiente para cumplir con la meta de Puerto Rico de energ铆a 100% renovable鈥 (Resumen PR100 p. 11). Las principales conclusiones fueron (1) que el potencial de energ铆a renovable de Puerto Rico supera las cargas previstas hasta 2050 por un factor de 10; (2) el objetivo del 100% puede alcanzarse utilizando tecnolog铆as “maduras” como la fotovoltaica a gran escala, la fotovoltaica distribuida y la e贸lica terrestre; y (3) 鈥渆l despliegue de energ铆a fotovoltaica a gran escala en terrenos no-agr铆colas es suficiente para satisfacer la carga el茅ctrica anual total hasta 2050鈥 (Resumen PR100, p. 14).

Sin embargo, el DOE tambi茅n encontr贸 que los costos asociados con el despliegue de DER bajo la variante de Menos Tierra son superiores a los de la variante de M谩s Tierra, “en todos los a帽os y escenarios tecnol贸gicos modelados” (Resumen PR100, p. 12). Esto se debe a (1) una reducci贸n de las econom铆as de escala; y (2) una mayor necesidad de construir infraestructura (carreteras de acceso, interconexiones, etc.) en la variaci贸n Menos Tierra, que dar铆a lugar a la instalaci贸n de un mayor n煤mero de plantas solares fotovoltaicas y e贸licas terrestres m谩s peque帽as -y m谩s dispersas por todo Puerto Rico- en comparaci贸n con la variaci贸n de M谩s Tierra.

En resumen, el DOE encontr贸 que el costo nivelado de electricidad (“LCOE”, por sus siglas en ingl茅s) en promedio ser铆a de $79/MWh bajo la variante Menos Tierra y $75/MWh bajo la variante M谩s Tierra. Una diferencia de $4/MWh, o un 5.33%, que a lo largo de unos 25 a帽os es bastante significativo.

Desde el punto de vista de pol铆tica p煤blica, la principal conclusi贸n es que parece haber una compensaci贸n (鈥渢radeoff鈥) entre el uso del terreno y la asequibilidad de la energ铆a. Esa disyuntiva, a su vez, plantea la pregunta de qu茅 organismo o entidad debe encargarse de tomar la decisi贸n de escoger una variante sobre la otra.

Previsiones de carga el茅ctrica

La proyecci贸n de las tendencias de la demanda energ茅tica a largo plazo es uno de los asuntos m谩s complejos de este ejercicio de planificaci贸n. El horizonte temporal es demasiado largo, hay demasiadas variables y m煤ltiples inc贸gnitas (por ejemplo, el riesgo de que un hurac谩n azote la isla dentro de diez a帽os). Por lo tanto, nadie sabe a ciencia cierta cu谩l ser谩 la demanda de electricidad en Puerto Rico dentro de veinticinco a帽os. Sin embargo, sigue siendo necesario tener en cuenta los posibles riesgos e incertidumbres e iniciar la transici贸n para alcanzar el objetivo del 100% en 2050. Este asunto tambi茅n es importante en el proceso judicial para reestructurar la deuda de la Autoridad de Energ铆a El茅ctrica de Puerto Rico (“AEE”) que se est谩 llevando a cabo actualmente en un tribunal federal.

Dada la importancia de estas previsiones, profundizaremos en el an谩lisis y las proyecciones recogidas en el Resumen PR100. Como hemos mencionado anteriormente, el DOE realiz贸 su an谩lisis de carga analizando tres factores: (1) modelando varios par谩metros de uso final; (2) modelando la trayectoria para alcanzar el objetivo impuesto por ley de un aumento del 30% en eficiencia energ茅tica para 2040; y (3) proyectando la adopci贸n de los VE en Puerto Rico.

En relaci贸n a los par谩metros de carga de uso final, el DOE tom贸 en cuenta 鈥渆l tama帽o futuro de la poblaci贸n, cambios en empleos de manufactura, el producto interno bruto y el clima鈥. Espec铆ficamente analizaron 鈥渓as cargas de uso final por hora existentes para determinar si en el futuro estos perfiles aumentar铆an o disminuir铆an a帽o por a帽o鈥 (Resumen PR100, p. 15). Como se ha se帽alado anteriormente, el DOE encontr贸 que se prev茅 que las cargas de uso final disminuyan en todo Puerto Rico para 2050 en la trayectoria de Estimaci贸n media, bas谩ndose principalmente en las previsiones demogr谩ficas y econ贸micas.

En cuanto a la eficiencia energ茅tica, el DOE realiz贸 dos ejercicios de modelaje, utilizando diferentes metodolog铆as, para determinar la viabilidad de lograr un aumento del 30% en la eficiencia energ茅tica (que en igualdad de condiciones se traducir铆a en una reducci贸n de las cargas) de aqu铆 a 2040. Su principal conclusi贸n en este 谩mbito fue que 鈥渓ograr el objetivo de 30% es ambicioso en comparaci贸n con los resultados del an谩lisis ascendente, que muestran un aumento del 18% [en eficiencia energ茅tica] para 2050鈥 (Resumen PR100, p. 16).

El DOE tambi茅n proyect贸 la adopci贸n de veh铆culos el茅ctricos (tanto de uso ligero como pesado) y su contribuci贸n a la carga el茅ctrica. Su principal conclusi贸n es que el DOE estima que el 25% de los veh铆culos de uso ligero y el 48% de los veh铆culos de uso medio y pesado ser谩n el茅ctricos para 2050 (Resumen PR100, p. 16).

Finalmente, el DOE model贸 la carga de Estr茅s 鈥渜ue considera que la combinaci贸n de las cargas de uso final y la eficiencia energ茅tica dar谩n como resultado ventas anuales de electricidad sin cambios y, debido a la adici贸n de veh铆culos el茅ctricos, la trayectoria de la carga aumenta鈥 (Resumen PR100 p. 16).

Seg煤n LUMA, las ventas totales de electricidad en Puerto Rico fueron 16,282 GWh en el AF22. Las dos variantes modeladas por el DOE prev茅n lo siguiente para el a帽o fiscal (AF) 2051:

En la variante de Estimaci贸n media, las ventas disminuyen a 14,240 GWh en AF30 y a 13,192 GWh en el AF51, una disminuci贸n de 1,048 GWh, es decir, un 7.4% con respecto al AF30 y los VE representan el 2% de las ventas de electricidad en el AF30 y el 16% en el AF51. La gr谩fica a continuaci贸n muestra la disminuci贸n de la carga proyectada en el caso de Estimaci贸n media.


Fuente: Resumen PR100, p. 17.

En la variante de Estr茅s, se prev茅 que las ventas de electricidad aumentan a 16,537 GWh en el AF30 y a 18,422 GWh en el AF51, un aumento de 1,885 GWh, es decir, un 11.4% con respecto al AF30 y los VE representan el 2% de las ventas de electricidad en el AF30 y el 12% en el AF51. La gr谩fica a continuaci贸n muestra el aumento de la carga proyectada en el caso de Estr茅s (Resumen PR100, p. 16).


Fuente: Resumen PR100, p. 17.

Hay que se帽alar que la diferencia entre ambas trayectorias es de 5,230 GWh para el AF2051, lo que equivale al 32% de las ventas totales reales de electricidad en el AF22. Se trata de un margen de error enorme, que desgraciadamente es inevitable dada la naturaleza del ejercicio.

El DOE, al modelar un caso de estr茅s con aumento de la carga, parece sugerir que los responsables de la toma de decisiones en Puerto Rico podr铆an estar subestimando las cargas futuras y deber铆an tener en cuenta el escenario de Estr茅s en su planificaci贸n. Esta es una sugerencia interesante, dada la publicaci贸n de una columna recientemente en El Nuevo D铆a por el Dr. Ram贸n Cao, profesor retirado de econometr铆a en la Universidad de Puerto Rico, sugiriendo que la Junta de Supervisi贸n y Administraci贸n Financiera de Puerto Rico (“JSAF”) podr铆a estar sobreestimando la demanda de electricidad en los pr贸ximos 25 a帽os en las previsiones que ha presentado ante el tribunal federal en relaci贸n con el Plan de Ajuste de la AEE. Para que quede claro y evitar dudas, no estamos sugiriendo que un estimado sea mejor o m谩s preciso que el otro. Simplemente estamos se帽alando la incertidumbre radical que rodea estas previsiones a largo plazo.

Dada esta incertidumbre significativa, recomendamos que los representantes del DOE, la JSAF, Genera, LUMA, la AEE y el NEPR se re煤nan y busquen un acuerdo sobre un solo grupo de proyecciones hasta el 2050 y que se utilicen las mismas proyecciones tanto para el desarrollo del nuevo PIR de la AEE como en el Plan de Ajuste financiero de la AEE que eventualmente ser谩 certificado por el tribunal federal. Utilizar un conjunto de pron贸sticos de carga para prop贸sitos de planificaci贸n operacional (el PIR) y otro para prop贸sitos de planificaci贸n financiera (el Plan de Ajuste) no tiene sentido.

En este momento, sin embargo, necesitamos m谩s informaci贸n sobre la metodolog铆a utilizada por el DOE para prever la demanda de electricidad a largo plazo para llegar a cualquier conclusi贸n sobre la razonabilidad de sus estimados. En t茅rminos concretos, necesitamos saber si el DOE estim贸 funciones de demanda para consumidores comerciales, industriales y residenciales; las elasticidades de precios utilizadas y c贸mo se calcularon; e informaci贸n adicional sobre sus estimados de eficiencia energ茅tica. Esperamos que esta informaci贸n adicional est茅 disponible en el Informe Final del Estudio PR100 que se publicar谩 a finales de marzo.

En resumen, la conclusi贸n clave aqu铆 es que existe una incertidumbre significativa con respecto a la carga el茅ctrica futura en Puerto Rico. Seg煤n el modelo del DOE, la demanda final para el a帽o fiscal 2051 podr铆a ser tan baja como 13,192 GWh o tan alta como 18,422 GWh. Se necesita m谩s informaci贸n para analizar si estos resultados son razonables.

Expansi贸n de la capacidad renovable

Despu茅s de pronosticar las cargas hasta el 2050, el DOE procedi贸 a modelar la expansi贸n de capacidad para encontrar el sistema de menor costo para cada escenario mientras se satisfacen los requisitos de carga. El primer hallazgo clave aqu铆 es que incluso si los seis tramos del plan de generaci贸n y almacenamiento de energ铆a renovable de la AEE se ejecutan seg煤n lo previsto (algo que NO suceder谩 ya que la AEE lleva al menos dos a帽os de atraso en la ejecuci贸n de este plan), se necesitar谩n nuevas inversiones significativas en capacidad de generaci贸n adicional, 鈥渆n la escala de cientos de megavatios鈥, inmediatamente para alcanzar 鈥渓a suficiencia del sistema y reducir al m铆nimo las interrupciones el茅ctricas鈥 (Resumen PR100, p. 22). El Resumen PR100 no aclara exactamente cu谩nta capacidad nueva se necesita ni c贸mo se financiar铆a esa inversi贸n a corto plazo.

Para alcanzar el objetivo del 40% de energ铆a renovable en 2025, 鈥渓os resultados de la planificaci贸n de expansi贸n 贸ptima incluyen entre 2,600 y 3,500 MW de capacidad de energ铆a fotovoltaica a gran escala, seg煤n el escenario, junto con aproximadamente 700 MW de bater铆as a gran escala de 4 horas de duraci贸n, 260 a 400 MW de almacenamiento de larga duraci贸n y entre 170 y 340 MW de energ铆a e贸lica terrestre鈥 (Resumen PR100, p. 22). Durante esta fase, gran parte de la generaci贸n existente a partir de combustibles f贸siles se mantiene igual.

En la gr谩fica a continuaci贸n se muestran los resultados de los modelos por escenarios para alcanzar el 40% de generaci贸n de energ铆a renovable en 2025:


Fuente: Resumen PR100, p. 23.

El DOE advierte que 鈥渆l ritmo actual de implementaci贸n a gran escala probablemente sea demasiado lento para dar como resultado el 40% de energ铆a renovable para la fecha l铆mite legal de 2025 y una red confiable en el corto plazo鈥 (Resumen PR100, p. 23). Por tanto, parece haber una compensaci贸n (鈥渢radeoff鈥), en este caso entre alcanzar el objetivo del 40% en 2025 y lograr un grado de confiabilidad aceptable de la red a corto plazo.

Para alcanzar el 100% de generaci贸n a partir de renovables en 2050, la 鈥渃ombinaci贸n 贸ptima de recursos incluye la adici贸n de almacenamiento de energ铆a y plantas de biodi茅sel para satisfacer las demandas de energ铆a del sistema durante per铆odos de baja producci贸n e贸lica y solar鈥 (Resumen PR100, p. 23). Seg煤n el DOE, 鈥una vez que se retiren todas las plantas que funcionan con combustibles f贸siles, el sistema requerir谩 cierta capacidad de plantas de biodi茅sel (o un recurso alternativo similar) que pueda funcionar durante per铆odos prolongados鈥. Por lo que sabemos, el requisito de utilizar generadores de biodi茅sel en 2050 para satisfacer la demanda durante los periodos de baja producci贸n e贸lica y solar es nuevo. No estamos familiarizados con esta tecnolog铆a y necesitamos m谩s informaci贸n antes de llegar a conclusiones sobre la viabilidad de su uso futuro en Puerto Rico.

La siguiente gr谩fica muestra la generaci贸n total anual de electricidad por escenario para alcanzar el 100% de generaci贸n renovable en 2050:


Fuente: Resumen PR100, p. 23.

Finalmente, el DOE encontr贸 que la reducci贸n de la capacidad de generaci贸n con energ铆a solar en 2050 es 鈥渘otable.鈥 Seg煤n el Resumen PR100, 鈥渓a expectativa es que las fuentes variables de energ铆a renovable se reduzcan con cierta regularidad para equilibrar el sistema; este es un hallazgo com煤n en estudios de energ铆a renovable y sigue siendo la soluci贸n costo m铆nimo de sistema鈥 (Resumen PR100, p. 24).

Las principales conclusiones con respecto al despliegue de la generaci贸n renovable en Puerto Rico son: (1) se necesitan cientos de MW de nueva capacidad de generaci贸n a inmediato plazo para garantizar la confiabilidad de la red; (2) el ritmo actual de despliegue de la energ铆a solar a gran escala es demasiado lento para cumplir el objetivo del 40% en 2025; (3) la combinaci贸n 贸ptima de recursos sugerida por el DOE para cumplir el objetivo del 100% incluye la generaci贸n con motores de biodi茅sel; y (4) una reducci贸n de la capacidad solar significativa parece ser necesaria para equilibrar el sistema a largo plazo.

Asuntos de transmisi贸n y distribuci贸n

Es de conocimiento general que el sistema de transmisi贸n y distribuci贸n de Puerto Rico (“Sistema de T&D”) tiene graves problemas. En esta secci贸n destacamos dos problemas identificados por el DOE.

En cuanto a la transmisi贸n, el DOE encontr贸 que los componentes de la red de transmisi贸n de bajo voltaje (38-kV) son insuficientes para manejar las transiciones proyectadas del sistema porque 鈥渆l n煤mero de interconexiones de nueva generaci贸n y la cantidad de capacidad de generaci贸n distribuida alteran significativamente los patrones de flujo en la infraestructura de transmisi贸n local que es atendida predominantemente por activos de 38-kV鈥 (Resumen PR100 p. 25). Adem谩s, se requieren medidas de mitigaci贸n para 鈥渆vitar sobrecargas frecuentes y debilitantes de la red 38-kV, incluso con entre 40% y 50% de energ铆a renovable鈥, independientemente del escenario (Resumen PR100, p. 25). Por lo tanto, se trata de un asunto que habr谩 que abordar relativamente pronto si Puerto Rico quiere seriamente alcanzar el objetivo de 100% energ铆a renovable en 2050.

Del lado de la distribuci贸n, el DOE encontr贸 que (1) algunos alimentadores en Puerto Rico operan fuera de los voltajes est谩ndar Rango A del Instituto Nacional Estadounidense de Est谩ndares, a煤n sin generaci贸n solar fotovoltaica; y (2) 鈥渓a capacidad fotovoltaica distribuida no controlada en los escenarios 1,2 y 3 del estudio PR100 superaba entre el 65% y el 95% las capacidades de alojamiento de los alimentadores de distribuci贸n estudiados, debido a problemas como la retroalimentaci贸n y las violaciones de voltaje causadas por la energ铆a fotovoltaica鈥 (Resumen PR100, p. 29).

En relaci贸n al primer asunto, el DOE simplemente asumi贸 que esos alimentadores ser谩n reparados para funcionar dentro de los voltajes del Rango A del Instituto Nacional Estadounidense de Est谩ndares. El Resumen PR100 no incluye un estimado del costo de llevar a cabo estas reparaciones ni de las fuentes de financiamiento disponibles para costearlas. Para abordar el segundo asunto, el DOE identific贸 varias estrategias de mitigaci贸n que se consider贸 que eliminaban “casi todos” los impactos negativos de la alta generaci贸n fotovoltaica distribuida.

La principal conclusi贸n en esta secci贸n no deber铆a sorprender a nadie que conozca la red el茅ctrica de Puerto Rico. Es necesario llevar a cabo un trabajo significativo para adaptar el sistema de transmisi贸n y distribuci贸n de la isla a los est谩ndares del siglo XXI, incluso cuando Puerto Rico comienza la transici贸n para lograr una generaci贸n 100% renovable en 2050.

An谩lisis del impacto econ贸mico

La transici贸n a una energ铆a 100% renovable es costosa. Se necesitan nuevas inversiones para mejorar el sistema de transmisi贸n y distribuci贸n, poner en l铆nea nueva capacidad de generaci贸n, adquirir e instalar sistemas de almacenamiento de bater铆as a gran escala y construir las infraestructuras necesarias (carreteras de acceso, nuevas interconexiones con el sistema de transmisi贸n y distribuci贸n, etc.) para alcanzar el objetivo reglamentario en 2050. Todas estas nuevas inversiones necesitan alg煤n tipo de financiamiento.

En esta secci贸n analizaremos las principales conclusiones expuestas en el Resumen PR100 en relaci贸n con el impacto econ贸mico de realizar las inversiones necesarias para alcanzar la plena generaci贸n renovable. Por definici贸n, las conclusiones del Resumen PR100 son incompletas, ya que s贸lo es un resumen del estudio completo. No incluye un an谩lisis de la reducci贸n de la carga social y de los costos medioambientales asociados a la transici贸n al 100% de renovables ni presenta los resultados completos de su an谩lisis econ贸mico ni la metodolog铆a para ejecutar dicho an谩lisis. El Resumen PR100 tambi茅n guarda un silencio notable en cuanto a las alternativas de financiamiento, tema que abordaremos en la siguiente secci贸n.

A pesar de estas limitaciones en el contenido del resumen, el DOE es bastante claro sobre la magnitud de los costos implicados. El DOE dice que 鈥los costos incurridos por la empresa el茅ctrica para transformar la red el茅ctrica de Puerto Rico a una que sea confiable ser谩n significativos, independientemente de la combinaci贸n de tecnolog铆a de generaci贸n鈥 (Resumen PR100, p. 30). El Resumen PR100 presenta estimados de costos para dos escenarios: (1) Escenario 1, Menos Tierra, carga de Estr茅s (鈥1LS鈥) y (2) Escenario 3, Menos Tierra, carga de Estr茅s (鈥3LS鈥).

En general, el hallazgo principal es que 鈥la empresa el茅ctrica debe cobrar tarifas el茅ctricas integrales promedio sustancialmente m谩s altas en el Escenario 3LS que en el Escenario 1LS ya que el 3LS tiene 20% menos ventas de electricidad [generada por facilidades fotovoltaicas de gran escala] que el 1LS鈥. Las siguientes gr谩ficas muestran los ingresos que necesita la empresa el茅ctrica para cubrir sus costos en las dos variantes de escenario, as铆 como un estimado de la tarifa minorista promedio [鈥渁ll-in average retail rate鈥漖 a lo largo del tiempo en d贸lares de 2021.


Fuente: Resumen PR100, p. 30.

La l铆nea amarilla muestra c贸mo evoluciona la tarifa minorista promedio [鈥渁ll-in average retail rate鈥漖 a lo largo del tiempo a medida que se realizan nuevas inversiones para alcanzar el objetivo del 100% de renovables. Bajo ambos escenarios, hay un aumento grande en las tarifas minoristas promedio entre 2020 y 2025, estimado entre 66% y 83%, impulsado por varios factores: (1) inversiones a corto plazo para lograr la suficiencia de recursos y la estabilidad de la red; (2) la adquisici贸n de nueva generaci贸n renovable y sistemas de almacenamiento; (3) la necesidad de seguir utilizando generaci贸n de combustibles f贸siles mientras se aumenta la generaci贸n renovable al mismo tiempo; (4) los costos de los nuevos programas de eficiencia energ茅tica; y (5) los costos de pagar la deuda heredada de la AEE y las obligaciones de pensiones. Bajo el escenario 1LS, la tarifa minorista promedio por kWh aumenta de aproximadamente 21 centavos en 2020 a alrededor de 34 centavos para 2025; mientras que bajo el escenario 3LS la tarifa minorista promedio por kWh aumenta a aproximadamente 38 centavos para 2025 en d贸lares de 2021.

Despu茅s de este periodo inicial, los costos se estabilizan y los requisitos de ingresos de la empresa el茅ctrica disminuyen entre un 9% y un 24% durante el periodo comprendido entre 2025 y 2045, ya que la generaci贸n a partir de combustibles f贸siles se retira y se sustituye por capacidad renovable, lo que reduce con el tiempo costos de combustible y otros costos asociados.

Finalmente, entre 2045 y 2050 鈥渆l sistema experimentar谩 aumentos de costos notables en los que incurrir铆a cualquier sistema que pase de niveles ya altos de energ铆a renovable a energ铆a 100% renovable鈥 (Resumen PR100, p. 31). Seg煤n el DOE, el aumento en el costo se debe a que se tienen que retirar las restantes unidades de generaci贸n con combustibles f贸siles y reemplazarse 鈥渓a funci贸n de estabilizaci贸n y equilibrio que realizan con altos niveles de energ铆a renovable (es decir, suministrar energ铆a solo seg煤n sea necesario cuando la generaci贸n renovable sea baja y las reservas de almacenamiento est茅n agotadas, por ejemplo, durante periodos con varios d铆as nublados consecutivos)鈥 (Resumen PR100 p. 31). El impacto estimado de este aumento de costo en la tarifa minorista promedio [鈥渁ll-in average retail rate鈥漖 se estima entre el 11% y el 17% (Resumen PR100, p. 32).

Por lo tanto, bajo ambos escenarios se produce un aumento grande de la tarifa minorista promedio a corto plazo, seguido de un periodo de relativa estabilidad de la tarifa a mediano y largo plazo, y luego otro aumento significativo cuando se produce el impulso final hacia la generaci贸n 100% renovable durante el periodo de 2045-2050.

Aunque todav铆a no tenemos acceso al an谩lisis econ贸mico completo llevado a cabo por el DOE, podemos afirmar con un alto grado de confianza que un aumento del 66% al 83% en la tarifa promedio minorista [鈥渁ll-in average retail rate鈥漖 a corto plazo tendr铆a efectos graves y materialmente adversos en la econom铆a puertorrique帽a, en t茅rminos del nivel del PNB, crecimiento del PNB, empleo, consumo e ingresos por varias razones. En primer lugar, la econom铆a puertorrique帽a apenas se recupera tras un prolongado periodo de estancamiento secular. En segundo lugar, la reconstrucci贸n de la infraestructura de la isla posdesastre se ha retrasado y contin煤a siendo un proceso en curso. Por 煤ltimo, si nos enfocamos espec铆ficamente en los clientes residenciales, el gasto de electricidad como porcentaje de los ingresos medios del hogar (鈥渟hare of wallet鈥) en Puerto Rico ya es el m谩s alto de los Estados Unidos y se encuentra entre los m谩s altos de la regi贸n del Caribe, como se muestra en la gr谩fica a continuaci贸n:


Fuente: JSAF, Plan Fiscal Certificado para la Autoridad de Energ铆a El茅ctrica de Puerto Rico, p. 48.

Un aumento de la tarifa minorista de la magnitud estimada por el DOE sencillamente no es econ贸micamente factible dado el estado actual de la econom铆a puertorrique帽a. Esto significa que ser谩 necesario mitigar este impacto, ya sea a trav茅s de subsidios, la ampliaci贸n del plazo para lograr la transici贸n al 100% de renovables, una combinaci贸n de tecnolog铆as diferente o a trav茅s de otras pol铆ticas p煤blicas.

El DOE tambi茅n llev贸 a cabo un an谩lisis del impacto neto de la transici贸n a la generaci贸n 100% renovable sobre los ingresos reales de los hogares (“HHI”, por sus siglas en ingl茅s) en Puerto Rico. Presuntamente, ese an谩lisis tiene en cuenta tanto los costos asociados a la transici贸n a renovables como cualquier efecto positivo sobre los ingresos y el empleo asociado a la nueva inversi贸n necesaria para llevarla a cabo. La siguiente gr谩fica muestra los efectos reales en el HHI (en millones de d贸lares) de seis escenarios para todos los a帽os hasta 2050:


Fuente: Resumen PR100, p. 31.

Como era de esperar, el impacto a corto plazo de la transici贸n sobre el HHI es negativo, seguido de un modesto impacto positivo entre 2025 y 2045, y luego un efecto significativamente positivo despu茅s de 2050. Si el HHI disminuye a corto plazo, es muy probable que los gastos de consumo, el empleo y el PNB real tambi茅n disminuyan durante el mismo periodo. Sin embargo, en este momento no disponemos de informaci贸n sobre la magnitud de esos efectos econ贸micos adicionales a corto plazo.

Por 煤ltimo, observamos que el escenario 3LS, que maximiza las instalaciones de paneles solares en techos, utiliza menos suelo y asume condiciones de carga de estr茅s, produce el mayor impacto negativo sobre el HHI a corto plazo, tiene un modesto efecto positivo sobre el HHI entre 2025 y 2030, seguido de un modesto impacto negativo entre 2035 y 2050. En 2050, sin embargo, tiene el mayor efecto positivo sobre el HHI. Por lo tanto, en este escenario existe una clara compensaci贸n entre los costos econ贸micos que se producir谩n a corto plazo y los beneficios econ贸micos que se obtendr谩n a largo plazo. Los responsables de la toma de decisiones deber谩n tener en cuenta esta compensaci贸n expl铆cita a la hora de decidir qu茅 escenario aplicar.

Financiamiento de la transici贸n

El Resumen PR100 ofrece poca informaci贸n sobre las posibles fuentes de financiamiento para la transici贸n a 100% energ铆a renovable. La nota al calce 2 de la p谩gina 1 del Resumen PR100 establece las siguientes fuentes de financiamiento federal (“fondos obligados”) para restaurar y construir un sistema energ茅tico m谩s confiable y resiliente para Puerto Rico:

  • Asistencia de mitigaci贸n de riesgos de FEMA: $7,800 millones
  • Asistencia p煤blica de FEMA: $9,500 millones
  • Subvenci贸n en Bloque para el Desarrollo Comunitario (“CDBG”) de HUD (red el茅ctrica): $1,900 millones
  • Programa de instalaciones comunitarias para la resiliencia energ茅tica y el abastecimiento de agua de la CDBG de HUD: $800 millones
  • Fondo de resiliencia energ茅tica de Puerto Rico: $1,000 millones

As铆, se ha “obligado” un total de $21, 000 millones en fondos federales para mejorar el sistema el茅ctrico de Puerto Rico. La mayor parte de ese dinero, aproximadamente $19,200 millones, o el 91%, se ha destinado a mejorar el sistema de transmisi贸n y distribuci贸n. El resto se ha utilizado hasta ahora para financiar la instalaci贸n de sistemas solares en techos. El Resumen PR100, sin embargo, no indica si estas cantidades de dinero son suficientes para cubrir todas las reparaciones necesarias para mejorar el Sistema de T&D. Con respecto a la nueva capacidad de generaci贸n, ya se sabe que se necesitan recursos adicionales para financiar los sistemas solares en techos y bater铆as, as铆 como los sistemas de generaci贸n solar fotovoltaica y e贸lica a gran escala.

Observamos que existe un riesgo de pol铆tica p煤blica derivado de depender 煤nica o principalmente del financiamiento federal para modernizar la red y financiar los DER para los hogares de bajos ingresos. Es posible, en determinadas circunstancias, rescindir la obligaci贸n de fondos federales (lo que a veces se denomina “des-obligaci贸n” de fondos). El riesgo pol铆tico surgir铆a en caso de que Donald Trump ganara las pr贸ximas elecciones presidenciales en noviembre de 2024.

La primera Administraci贸n Trump impuso requisitos indebidamente onerosos a Puerto Rico y retras贸 significativamente la obligaci贸n de los fondos CDBG, como lo demuestra un informe emitido por la Oficina del Inspector General del Departamento de Vivienda y Desarrollo Urbano y otras fuentes. Una victoria de Trump en noviembre podr铆a poner en riesgo el financiamiento no s贸lo para la modernizaci贸n de la red sino para todo el proceso de reconstrucci贸n. Puerto Rico har铆a bien en planificar para tal eventualidad identificando y dise帽ando estrategias de litigio, abogac铆a p煤blica y cabildeo pol铆tico antes de las pr贸ximas elecciones.

Por 煤ltimo, ser铆a 煤til que el Estudio PR100 final incluyera un desglose, por escenario y segmento del sistema (transmisi贸n, distribuci贸n, generaci贸n, almacenamiento de energ铆a, infraestructura de acceso, etc.), de (1) todos los gastos de capital necesarios para alcanzar el objetivo del 100% en 2050 y (2) de las posibles fuentes de financiamiento para cada uno de estos gastos. Tambi茅n proponemos que COR3/LUMA o quiz谩s el DOE divulguen p煤blicamente toda la informaci贸n relevante relativa a la asignaci贸n de fondos federales ya aprobados.

Conclusi贸n

El Resumen PR100 parece presentar un buen avance de las conclusiones del Estudio PR100. Del Resumen se desprende que el Estudio PR100 es un an谩lisis exhaustivo y reflexivo llevado a cabo por un respetado grupo de partes interesadas. Es una contribuci贸n bienvenida al debate p煤blico y un recurso valioso para aquellos que analizan y estudian el sistema el茅ctrico de Puerto Rico.

En nuestra opini贸n, estas son algunas de las conclusiones m谩s importantes:

  • Es factible alcanzar el objetivo del 100% de generaci贸n de energ铆a renovable en Puerto Rico para 2050 sin utilizar terrenos agr铆colas para desarrollar generaci贸n a gran escala.
  • El objetivo del 100% puede alcanzarse utilizando tecnolog铆as “maduras” como la fotovoltaica a gran escala, la fotovoltaica distribuida y la e贸lica terrestre (pero v茅ase la advertencia relativa al combustible biodi茅sel m谩s adelante).
  • Independientemente del escenario, Puerto Rico necesita realizar inversiones significativas en el sistema de transmisi贸n y distribuci贸n y en nueva capacidad de generaci贸n para mejorar la estabilidad y confiabilidad del sistema a corto plazo.
  • Existen compensaciones (“tradeoffs”) significativas entre la resiliencia (Escenario 2 y 3) y la asequibilidad de la energ铆a (Escenario 1); entre el uso del suelo y la asequibilidad de la energ铆a (los “escenarios con Menos Tierra” tienden a ser m谩s costosos); entre alcanzar el objetivo del 40% para 2025 y lograr una confiabilidad aceptable de la red a corto plazo; y entre incurrir en costos a corto plazo para obtener beneficios a largo plazo, dependiendo del escenario que se implemente.
  • En general, los escenarios con un mayor despliegue de DER utilizando menos terreno tienden a ser, en promedio, m谩s caros que otros escenarios, dan lugar a tarifas m谩s elevadas para el consumidor y ocasionan mayores efectos adversos a corto plazo en la econom铆a puertorrique帽a.
  • La existencia de estas compensaciones plantea la pregunta de qu茅 agencia o entidad debe encargarse de tomar estas decisiones. Recomendamos enf谩ticamente que sea el Negociado de Energ铆a de Puerto Rico.
  • El costo promedio nivelado de la electricidad ser铆a de $79 /MWh en la variante con menos tierras y de $75/MWh en la variante con m谩s tierras. Una diferencia de $4/MWh, o un 5.33%, que a lo largo de unos 25 a帽os es bastante significativa.
  • Los responsables de la toma de decisiones podr铆an estar subestimando las cargas de electricidad a largo plazo y deber铆an tener en cuenta este riesgo a la hora de planificar a largo plazo.
  • La diferencia entre las variantes de Estimaci贸n media y Estr茅s es bastante significativa, unos 5,230 GWh para el a帽o fiscal 2051. Este es un margen de error grande y la incertidumbre con respecto a esta previsi贸n debe tomarse en cuenta al redactar el pr贸ximo PIR y el Plan de Ajuste de la AEE.
  • Dado este nivel de incertidumbre, recomendamos que los representantes del DOE, la JSAF, Genera, LUMA, la AEE y el NEPR se re煤nan y busquen un acuerdo sobre un solo conjunto de proyecciones hasta el 2050 y que se utilicen las mismas proyecciones tanto para el desarrollo del nuevo PIR de la AEE como en el Plan de Ajuste financiero de la AEE que eventualmente ser谩 certificado por el tribunal federal. Ser铆a irracional utilizar un conjunto de pron贸sticos de carga para prop贸sitos de planificaci贸n operacional (el PIR) y otro para prop贸sitos de planificaci贸n financiera (el Plan de Ajuste).
  • El DOE estima que el ritmo actual de despliegue de la energ铆a solar a escala comercial es demasiado lento para alcanzar el objetivo del 40% de energ铆a renovable en 2025.
  • Seg煤n el DOE, la combinaci贸n 贸ptima de recursos para alcanzar el objetivo del 100% incluye la generaci贸n con motores de biodi茅sel. Esto parece contradecir la conclusi贸n anterior del DOE de que es factible alcanzar el objetivo de generaci贸n 100% renovable utilizando 煤nicamente tecnolog铆as “maduras”. Sin embargo, necesitamos informaci贸n adicional sobre la viabilidad comercial de esta fuente de combustible para la generaci贸n de electricidad, una lista de proveedores potenciales y un an谩lisis del mercado, entre otras cosas, para determinar si el biodiesel es una buena opci贸n a largo plazo para Puerto Rico.
  • El costo econ贸mico de la transici贸n a una energ铆a 100% renovable para 2050 es bastante significativo, independientemente del escenario.
  • Seg煤n el DOE, la tarifa minorista promedio [鈥渁ll-in average retail rate鈥漖 aumentar铆a entre un 66% y un 83% entre 2020 y 2025 en d贸lares de 2021, dependiendo del escenario.
  • Un aumento de tarifas de esta magnitud tendr铆a efectos materiales adversos y graves en la econom铆a de Puerto Rico a corto plazo y es sencillamente no es econ贸micamente factible. Ser谩 necesario mitigar estos efectos negativos, ya sea mediante subvenciones, una ampliaci贸n del plazo para lograr la transici贸n, una combinaci贸n de tecnolog铆as diferente o mediante otras pol铆ticas p煤blicas.
  • El DOE estima que el impacto a corto plazo de la transici贸n en el ingreso de los hogares es negativo, seguido de un modesto impacto positivo entre 2025 y 2045, y luego un efecto significativamente positivo en 2050. Observamos que si el ingreso de los hogares disminuye a corto plazo es tambi茅n muy probable que los gastos de consumo, el empleo y el PNB real disminuyan durante el mismo periodo. Sin embargo, por el momento no disponemos de informaci贸n sobre la magnitud de estos efectos econ贸micos adicionales a corto plazo.
  • El resumen del PR100 brinda muy poca informaci贸n sobre las fuentes de financiamiento de la transici贸n al 100% de energ铆a renovable para 2050.
  • Por 煤ltimo, una victoria de Trump en noviembre podr铆a poner en riesgo el financiamiento no s贸lo para la modernizaci贸n de la red sino para todo el proceso de reconstrucci贸n. Puerto Rico har铆a bien en planificar para tal eventualidad identificando y dise帽ando estrategias de litigio, abogac铆a p煤blica y cabildeo pol铆tico antes de las elecciones de 2024.

Adem谩s, hace falta m谩s informaci贸n en las siguientes 谩reas:

  • Proyecciones de carga: Necesitamos m谩s informaci贸n sobre la metodolog铆a utilizada por el DOE para pronosticar la demanda de electricidad a largo plazo para llegar a cualquier conclusi贸n sobre sus estimados. En t茅rminos concretos, necesitamos saber si el DOE estim贸 funciones de demanda para usuarios comerciales, industriales y residenciales; las elasticidades de precios utilizadas y c贸mo se calcularon; e informaci贸n adicional sobre sus estimados de eficiencia energ茅tica.
  • Combustibles biodiesel: No estamos familiarizados con esta tecnolog铆a y necesitamos m谩s informaci贸n antes de llegar a conclusiones sobre la viabilidad de su uso futuro en Puerto Rico como combustible para generar electricidad.
  • An谩lisis del impacto econ贸mico: Necesitamos m谩s informaci贸n sobre el impacto econ贸mico de los aumentos de tarifas a corto plazo sobre el nivel del PNB, el crecimiento del PNB, el empleo, los ingresos y los gastos de consumo para evaluar la viabilidad econ贸mica de los diferentes escenarios.
  • Gastos totales de capital y fuentes de financiamiento: Ser铆a 煤til que el Estudio PR100 final incluya un desglose, por escenario y segmento del sistema (transmisi贸n, distribuci贸n, generaci贸n, almacenamiento de energ铆a, infraestructura de acceso, etc.), de (1) todos los gastos de capital necesarios para alcanzar el objetivo del 100% en 2050 y (2) las posibles fuentes de financiamiento para cada uno de estos gastos.