CNE Review – marzo 2024

Publicado el 14 de marzo de 2024 / Read in English

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CNE Review

En esta edición

El director de Política Pública de CNE analizó el resumen recién publicado del Estudio de Resiliencia de la Red Eléctrica de Puerto Rico y la Transición a Energía 100% Renovable (“PR100” o el “Estudio”). Haz clic aquí para leer el análisis completo.

Aunque el Estudio Final del PR100 no se publicará hasta finales de marzo, en esta edición del CNE Review destacamos algunas de las conclusiones del resumen debido a su importancia y a sus posibles implicaciones de política pública para el sector eléctrico de Puerto Rico.

En el análisis completo, desglosamos los escenarios del Departamento de Energía de EE.UU. (“DOE”, por sus siglas en inglés), basados en diferentes supuestos, que permitirían a Puerto Rico alcanzar el objetivo de generación 100% renovable para 2050. Aunque este Estudio provee una valiosa orientación, el gobierno de Puerto Rico tendrá que tomar decisiones difíciles que implican importantes compensaciones (“tradeoffs”) entre la asequibilidad, el tiempo y los recursos.

CNE abogó con vigor por la Ley 17 de 2019 y creemos en los objetivos establecidos por esta ley. Puerto Rico necesita un sistema eléctrico basado en energía renovable que sea confiable y asequible. Sin embargo, a medida que el país avanza hacia esta transición, debemos asegurarnos de no perder de vista el bienestar tanto de las familias como de los negocios. Nuestros próximos pasos incluyen el análisis del Estudio completo del DOE, que se hará público a finales de marzo. CNE continuará monitoreando, analizando, haciendo recomendaciones y abogando por un sistema eléctrico asequible y sostenible para Puerto Rico.

Análisis de CNE

Análisis del resumen del Estudio PR100

Por Sergio M. Marxuach, director de Política Pública

Introducción

La Ley de Política Pública Energética de Puerto Rico de 2019 (“Ley 17 de 2019”) exige que Puerto Rico genere el 100% de su electricidad con energía renovable para 2050. Para alcanzar ese objetivo, la Ley 17 estableció las siguientes metas provisionales:

El 7 de febrero, representantes del DOE incluyendo a la secretaria Granholm, presentaron un resumen de los hallazgos del Estudio PR100. Se trata de un esfuerzo de dos años dirigido por el DOE, con la colaboración de la Universidad de Puerto Rico Mayagüez y otras partes interesadas de Puerto Rico , para analizar e identificar posibles vías para que Puerto Rico alcance su objetivo de generar el 100% de su electricidad con fuentes de energía renovable para 2050. 

Aunque el debate público se ha enfocado en algunas de las principales conclusiones del Estudio que indican que el requisito de la Ley 17 puede cumplirse para 2050, queremos destacar los diferentes escenarios presentados en el resumen, las compensaciones (“tradeoffs”) necesarias y sus posibles implicaciones de política pública.

En este proceso, también es crucial que los responsables de la toma de decisiones a nivel local tengan en cuenta las siguientes preguntas que no se han abordado en el Resumen del  Estudio: 

• ¿Cuánto costará alcanzar la resiliencia máxima en Puerto Rico? 
• ¿Cuánto pueden  o cuánto están dispuestos a pagar los consumidores por la transición a energía renovable?
• ¿Qué agencia o entidad decidirá cuál escenario, si alguno, se implementará en Puerto Rico?
• ¿Cuál es el impacto económico de cada escenario, con sus variantes, sobre el PNB, el crecimiento del PNB, el consumo, el empleo y el ingreso? 
• Si el costo de maximizar la resiliencia es demasiado alto, ¿quién decide qué zonas geográficas quedarán excluidas?
• ¿Cuál es la inversión total necesaria por segmento del sistema (infraestructuras de transmisión, distribución, generación, almacenamiento en baterías, acceso y conectividad) para alcanzar el objetivo del 100% de energía renovable? ¿Cómo se financiará esa inversión (también desglosada por segmento)?
• ¿Cuánto financiamiento se ha identificado, comprometido y gastado para cada uno de los segmentos?

Escenarios, compensaciones e implicaciones de política pública

Escenarios

El DOE, junto con varios de los laboratorios nacionales y las partes interesadas locales, modeló tres escenarios para alcanzar el objetivo del 100% en 2050. Cada escenario asume  que la deteriorada red eléctrica actual será reparada para asegurar el funcionamiento fiable del sistema eléctrico antes del despliegue completo de la generación renovable.  A continuación, los escenarios se diferencian inicialmente variando el nivel de adopción de los recursos energéticos distribuidos (“DER”). Se añaden dos variaciones para el uso del terreno (cuánto terreno se necesita para desarrollar estos nuevos proyectos), y la carga eléctrica con 2 variantes cada una, lo que resulta en un total de 12 variaciones de escenarios.

El Escenario 1 asume que la adopción de DER está impulsada principalmente por “ahorros económicos y el valor de la energía de respaldo para los propietarios”. También prioriza el despliegue de DER para apoyar  “servicios críticos como hospitales, estaciones de bomberos y tiendas de comestibles”. Este Escenario se denomina “Económico“.

El Escenario 2 extiende la adopción de DER más allá de los niveles del Escenario 1 para incluir “hogares de muy bajos recursos (0%-30% del ingreso promedio del área) y aquellos en áreas remotas que no habrían comprado los sistemas únicamente por motivos económicos” Este es el Escenario “Equitativo”.

El Escenario 3 modela “máxima implementación de DER en todos los techos adecuados a un nivel que satisfaga sus cargas críticas” (Resumen PR100, p. 8). Este es el Escenario “Máximo”.

Independientemente del escenario, reseña el DOE, es necesario aumentar inmediatamente la capacidad del sistema para mantener su estabilidad.

Compensaciones

Encontramos que los escenarios modelados por el DOE presentan compensaciones significativas entre resiliencia (Escenarios 2 y 3) y asequibilidad energética (Escenario 1); entre uso del terreno y asequibilidad energética (los escenarios que utilizan “Menos Tierra” tienden a ser más caros); entre alcanzar el objetivo del 40% para 2025 y lograr una fiabilidad aceptable de la red a corto plazo; y entre incurrir en altos costos a corto plazo para obtener beneficios a largo plazo, dependiendo del escenario que se implemente.

La existencia de estas compensaciones plantea la interrogante de qué agencia o entidad debe encargarse de tomar estas decisiones. Recomendamos enfáticamente que el Negociado de Energía de Puerto Rico (“NEPR”) se encargue de tomar estas decisiones.

Implicaciones de política pública

         Alcanzar el objetivo intermedio de 2025

A mediados de 2023, aun tomando en cuenta  un aumento significativo de la generación solar fotovoltaica distribuida, sólo entre el 3% y el 5% de la capacidad de generación disponible para la red procedía de fuentes renovables.

Esto significa que Puerto Rico tiene un retraso considerable en el cumplimiento del objetivo provisional del 40% de generación renovable para 2025. Es muy probable que Puerto Rico no lo consiga.

Además, según el DOE, la tarifa al por menor promedio aumentaría entre un 66% y un 83% entre 2020 y 2025, dependiendo del escenario que se aplique.

Un aumento de tarifas de esta magnitud tendría efectos adversos graves y materiales en la economía de Puerto Rico a corto plazo y  sencillamente no es viable desde el punto de vista económico. Será necesario mitigar estos efectos negativos, ya sea mediante subsidios, una ampliación del plazo para lograr la transición o mediante otras políticas públicas.

         Alcanzar la meta de 2050

Según el Estudio, es factible alcanzar el objetivo de generación con fuentes de energía 100% renovable en Puerto Rico para 2050 sin utilizar tierras agrícolas para desarrollar generación a gran escala. Sin embargo, el costo económico de la transición a un 100% de energía renovable para 2050 es bastante significativo, independientemente del escenario.

Además, parece haber una contradicción en el Estudio, ya que afirma que el objetivo del 100% puede alcanzarse utilizando tecnologías “maduras” como la fotovoltaica a gran escala, la fotovoltaica distribuida y la eólica terrestre. Sin embargo, más adelante en el Estudio, se afirma que la combinación óptima de recursos para alcanzar el objetivo del 100% incluye la generación con motores que utilizan combustible biodiésel. Según lo entendemos , esta tecnología aún no está madura ni es comercialmente viable en el contexto de generación de electricidad.

El Estudio PR100 proyecta las cargas hasta 2050 y modela la expansión de la capacidad para encontrar el sistema de menor costo para cada escenario y que cumpla los requisitos de carga. En general, los escenarios descritos en el Estudio con un mayor despliegue de DER que utilizan menos terreno tienden a ser, en promedio, más caros que otros escenarios. También resultan en tarifas más altas para el consumidor y tienen mayores efectos adversos a corto plazo en la economía puertorriqueña. ¿Cómo se minimizan estos efectos adversos si se elige uno de estos escenarios?

         El reto de prever la demanda

La previsión de las tendencias de la demanda energética a largo plazo es uno de los asuntos más complejos de este ejercicio de planificación. El horizonte temporal es demasiado largo, hay demasiadas variables y múltiples incógnitas (por ejemplo, el riesgo de que un huracán azote la isla dentro de diez años). Por lo tanto, nadie sabe cuál será la demanda de electricidad en Puerto Rico dentro de veinticinco años. Sin embargo, sigue siendo necesario tener en cuenta los posibles riesgos e incertidumbres e iniciar la transición para alcanzar el objetivo del 100% en 2050. Este asunto  también es importante en el proceso judicial para reestructurar la deuda de la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico (“AEE”) que se está llevando a cabo actualmente en un tribunal federal.

Dada esta incertidumbre significativa, recomendamos que los representantes del DOE, la Junta de Supervisión y Administración Financiera, Genera, LUMA, la AEE y el NEPR se reúnan 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 será certificado por el tribunal federal. Utilizar un conjunto de pronósticos de carga para propósitos de planificación operacional (el PIR) y otro para propósitos de planificación financiera (el Plan de Ajuste) no tiene  sentido.

Hace falta más información

El Resumen PR100 parece presentar un buen adelanto de las conclusiones del Estudio PR100. Del Resumen se desprende que el Estudio PR100 es un análisis exhaustivo y bien pensado, llevado a cabo por un respetado grupo de partes interesadas. Es una contribución bienvenida al debate público y un recurso valioso para quienes analizan y estudian el sistema eléctrico de Puerto Rico. Esperamos que el Estudio final ofrezca más detalles sobre las siguientes áreas críticas: 

• Proyecciones de carga: Necesitamos más información sobre la metodología utilizada por el DOE para pronosticar la demanda de electricidad a largo plazo para llegar a cualquier conclusión sobre sus estimados. En concreto, necesitamos saber si el DOE estimó funciones de demanda para usuarios comerciales, industriales y residenciales; las elasticidades de precios utilizadas y cómo se calcularon; e información adicional sobre sus estimados de eficiencia energética.
• Combustibles biodiesel: No estamos familiarizados con esta tecnología y necesitamos más información antes de llegar a conclusiones sobre la viabilidad de su uso futuro en Puerto Rico como combustible para generar electricidad.
• Análisis del impacto económico: Necesitamos más información sobre el impacto económico 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 económica de los diferentes escenarios.
• Gastos totales de capital y fuentes de financiamiento: Sería útil que el Estudio PR100 final incluya un desglose, por escenario y segmento del sistema (transmisión, distribución, generación, almacenamiento de energía, 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.

En nuestro radar…