Por el licenciado e ingeniero Ángel Rivera de la Cruz
El 11 de abril de 2019 se aprobó la Ley 17-2019, conocida como Ley de Política Pública Energética de Puerto Rico. Conocida en el mercado energético como «Política Pública 2.0», la Ley 17-2019 reformuló la política pública en materia de energía que se había establecido mediante la Ley 57-2014, conocida como Ley de Transformación y ALIVIO Energético de Puerto Rico.
Entre los objetivos iniciales y los principios rectores del sistema eléctrico establecidos como parte de la nueva política pública se encuentran:
- la meta aspiracional de una tarifa no mayor a 20 ¢/kWh
- promover y desarrollar las herramientas necesarias para fortalecer la figura del «prosumidor» (i.e. cliente que genera electricidad para su consumo y para la exportación a la red eléctrica)
- promover el desarrollo de recursos de generación distribuida (i.e. recursos de generación más cerca de la carga)
- mantener la infraestructura eléctrica en condiciones óptimas para asegurar la confiabilidad, resiliencia y seguridad del servicio eléctrico
- reducir, hasta eventualmente eliminar, el uso de combustibles fósiles mediante la integración de energía renovable de manera ordenada y progresiva, incluyendo el uso de sistemas de almacenaje con baterías
Este último objetivo requiere que el 100% de la energía generada en Puerto Rico sea con fuentes de energía renovable para el año 2050. La Ley 17-2019 también dispone que para el año 2025 la energía generada mediante fuentes renovable debe ser 40%. Para el año 2040, el requisito es 60%.
La Ley 17-2019 también establece que se deben desarrollar estrategias para lograr eficiencia en la generación, transmisión y distribución de la energía. De igual forma, se deben desarrollar programas de eficiencia energética y respuesta a la demanda, así como promover la integración de tecnologías emergentes, incluyendo microredes, cooperativas de energía y comunidades solares, entre otras, especialmente en lugares remotos o de difícil acceso
La implementación de esta política pública tiene dos retos principales.
Respecto al sistema de T&D, este sufrió daños significativos tras el paso de los huracanes Irma y María por Puerto Rico en septiembre de 2017.
Más aún, durante el proceso de recuperación (2017-2018), los trabajos de reparación y restablecimiento del sistema se hicieron de manera desorganizada con muy poca planificación, dado que la prioridad era restablecer el servicio. Esto exacerbó la condición crítica del sistema.
De otra parte, la mayoría de los componentes del sistema de T&D, especialmente aquellos relacionados a los sistemas de protección, ya han excedido su vida útil. A manera de ejemplo, muchos de los interruptores críticos tienen entre 30 y 40 años de servicio. Esta situación reduce la confiabilidad y estabilidad del sistema y su habilidad de protegerse apropiadamente de fallas o situaciones de emergencia.
Debido a esto, el sistema de T&D está sumamente frágil e inestable, por lo que requiere grandes inversiones de capital para traerlo a los estándares modernos de confiabilidad. Ante esta situación crítica, y como parte del proceso de transición de las operaciones de este a LUMA Energy, el Negociado de Energía aprobó un Plan de Remediación del Sistema.
Dicho plan contiene las acciones necesarias para remediar, remplazar y estabilizar los componentes del sistema de T&D, así como las prácticas operacionales y de servicio, a los fines de que LUMA pueda operar el mismo de acuerdo con los estándares establecidos en el Acuerdo de Operación y Mantenimiento. El plan parte de la premisa de que ciertos componentes del sistema de T&D, y la forma en que eran operados por la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE), no cumplían con los estándares mínimos de la industria eléctrica. La implementación del Plan de Remediación del Sistema debe durar entre 3 y 5 años y será financiada por los fondos asignados para la reconstrucción del sistema tras el paso del huracán María.
La fragilidad del sistema de T&D dificulta la integración de fuentes de generación renovable, pieza esencial de la política pública energética. Dada esta situación es altamente probable que se requieran estudios suplementarios para determinar las mejoras requeridas para poder interconectar recursos renovables adicionales, lo cual podría afectar el proceso expedito de aprobación de sistemas renovables a nivel de distribución (e.g. sistemas residenciales). De igual forma, será necesaria una inversión mayor en infraestructura de interconexión para sistemas a nivel de utilidad, cuyo costo generalmente es transferido a los clientes.
Respecto a la flota de generación de la AEE, debemos destacar que la mayoría de las unidades generatrices está basada en tecnología de los años 60s y 70s del siglo pasado. Con excepción de las generatrices AES, EcoEléctrica y las unidades San Juan 5 y 6, las demás unidades tienen una muy baja eficiencia, lo que encarece la generación de energía y, en consecuencia, aumenta la facturación a los clientes por el servicio eléctrico.
De igual forma, estas unidades generatrices fueron diseñadas para operar continuamente a los fines de servir las cargas industriales existentes en aquel entonces. Una vez en línea, estas unidades deben operar por un mínimo de 720 horas a alta capacidad, por lo que carecen de la flexibilidad necesaria para acomodar fuentes intermitentes de generación como lo son los recursos renovables. Por lo tanto, actualmente tenemos un sistema de generación obsoleto e inflexible para la integración de fuentes renovables, el cual excedió su vida útil y requiere su retiro y/o remplazo.
Finalmente, respecto a las finanzas de la AEE debemos destacar que esta tiene deudas acumuladas que totalizan aproximadamente $12,000 millones (~$9,000 MM con los bonistas bajo el Acuerdo de Fideicomiso de 1974, ~$2,000 MM con el sistema de retiro y ~$700 MM con las líneas de crédito de combustible). La restructuración de dicha deuda es objeto de evaluación bajo el caso de Título III que atiende el Tribunal Federal para el Distrito de Puerto Rico.
Mientras la AEE se encuentre bajo el Título III, no tiene acceso a mercados de capital en términos razonables, por lo que no puede acceder a los fondos necesarios para la inversión en infraestructura a largo plazo, según el estándar de la industria eléctrica. A esos fines, las utilidades eléctricas con un crédito saludable pueden acudir a los mercados de bonos para financiar sus obras capitales y recuperar los costos asociados a dicha deuda en un término prolongado de tiempo. Esto tiene un menor impacto en los clientes dado que se paga la inversión a largo plazo, similar a las hipotecas que se utilizan para adquirir viviendas.
Ese no es el caso de la AEE. Aún si esta pudiera acudir a los mercados de bonos, debido a su situación actual no obtendría términos razonables para el servicio de la deuda, por lo que resultaría demasiado oneroso para los consumidores.
El caso de Título III tiene igual impacto en las compañías que deseen contratar con la AEE para proveer servicios de generación. Dada la situación de quiebra de la AEE, esta sería una contraparte riesgosa en cualquier contrato. En consecuencia, el costo de capital para el ente privado aumentaría en virtud del riesgo que representa hacer negocios con la AEE. Dicho costo adicional se transferiría a los clientes.
Por lo tanto, en el futuro inmediato, la inversión de capital en el sistema está mayormente basada en los fondos federales asignados para la recuperación. Estos fondos tienen una serie de restricciones para su utilización que los convierte en medidas de recuperación y no en medidas para la modernización del sistema.
En conclusión, hasta tanto la AEE no supere los retos antes descritos, habrá un obstáculo en la cabal implementación de la política pública energética establecida en la Ley 17-2019.
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