El creciente acceso a nuevas tecnologías y el cada vez más deficiente servicio eléctrico de la red de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) se combinan para impulsar, cada mes, a miles de familias puertorriqueñas a emigrar a sistemas de interconexión basados en energía renovable pese a costos que, todavía, ascienden a decenas de miles de dólares, coincidieron varios expertos.
De mantenerse la tendencia al alza en la instalación de estos sistemas de generación distribuida, sin embargo, será necesario que Luma Energy, ahora encargado de administrar el llamado programa de medición neta –mediante el cual la AEE compra la energía en exceso que se produce a cambio de un crédito– acelere el ritmo en que se aprueban las solicitudes de interconexión, de las cuales había pendientes casi 10,000 a mitad del presente año.
“Vamos a ver más porque la energía solar fotovoltaica instalada en techos, con baterías (de almacenamiento) es la manera más costoefectiva y mejor alternativa medioambiental para tener también resiliencia de servicio eléctrico en los hogares. El sistema eléctrico del futuro va a ser un sistema distribuido, renovable, donde la generación va a estar ubicada en el lugar de consumo, tanto de comercios como de residencias”, auguró el ingeniero Agustín Irizarry, miembro de la coalición Queremos Sol.
“No me gusta utilizar el término éxodo porque tiene la implicación de no estar en la red, pero sí hay un movimiento marcado (hacia los sistemas de generación distribuida), ya sea por los problemas que haya en la red o el costo de la energía y el costo bajo de estos sistemas renovables”, dijo, por su parte, Ferdinand Ramos Soegaard, comisionado asociado del Negociado de Energía (NEPR).
Bajo el programa de medición neta, legislado en 2007, la AEE viene obligada a conceder un crédito a los clientes interconectados –conocidos como prosumidores– por el 75 % de la energía en exceso que producen los sistemas de energía renovable instalados en sus residencias, comercios o industrias. En el caso de los abonados residenciales, la capacidad generatriz de sus sistemas renovables no puede sobrepasar los 25 kilovatios (kW) para ser elegible al programa, cifra que es más elevada para otras categorías de prosumidores, como es el caso de los industriales, que suelen conectarse directamente a las líneas de transmisión.
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El 25 % restante del exceso de energía generada, dispone la Ley 114-2007, se reserva para conceder créditos o rebajas a las facturas eléctricas de las escuelas públicas.
Hasta julio de este año, existían unos 29,286 sistemas de energía distribuida interconectados a la red central, con capacidad para producir unos 244.79 megavatios (MW), según información provista por el NEPR. De ordinario, el consumo eléctrico de los casi 1.5 millones de clientes en Puerto Rico fluctúa entre 2,300 y 2,700 MW, por lo que, a máxima capacidad, esos sistemas podrían generar alrededor del 10 % de la demanda, si bien es indispensable que estén respaldados por baterías de almacenamiento de energía.
Mensualmente, según explicó el gerente de Transformación del Sistema de Luma Energy, Alfonso Baretty, se reciben unas 1,100 solicitudes de interconexión. A esas solicitudes nuevas habría que sumarle las que se encontraban rezagadas bajo la AEE y que, al 30 de junio, totalizaban 9,148 acumuladas, de acuerdo con los datos que el consorcio entregó al NEPR.
Baretty, no obstante, se expresó confiado de que, para fin de año, Luma Energy habrá logrado interconectar a todos los sistemas acumulados, así como atender el volumen de solicitudes nuevas.
“Al 10 de septiembre, en el universo de los casos quedan algunos 6,000 casos pendientes. Todavía tenemos una cantidad grande de casos, pero considerando que había 8,000 pendientes (cuando Luma entró como operador el 1 de junio), y estamos recibiendo unos 1,100 mensuales, te deja ver que estamos trabajando con la cantidad de casos que llegan mensualmente y también los pendientes. Estamos trabajando a un nivel que podemos satisfacer el volumen de casos que están entrando y rebajando los casos pendientes”, resumió Baretty, al detallar que la empresa busca atenderlos por orden cronológico de las solicitudes.
Contrario a la AEE, dijo Baretty, Luma Energy ha optado por centralizar el manejo de las solicitudes. La AEE las atendía a nivel regional, por lo que no se seguían unas guías uniformes, planteó el ejecutivo de Luma Energy.
¿Posible impacto a la tarifa?
Además del incremento en sistemas interconectados, reduciendo la dependencia de los consumidores de la red central, la continua baja poblacional que se proyecta para los próximos años igualmente disminuirá la cantidad de energía que deberá producir la AEE y despachar Luma Energy.
El plan fiscal de la AEE, por ejemplo, estima que para el 2048 la demanda de la red central será poco más de la mitad de la existente, una vez se toman en cuenta los elementos demográficos, el impacto de la generación distribuida y medidas de eficiencia energética.
De acuerdo con Baretty, la respuesta a la pregunta de si el escenario previsto derivará en una mayor carga tarifaria a los abonados que permanezcan totalmente dependientes de la red involucra una serie de factores complejos.
“La contestación fácil sería que sí afecta porque es una cantidad de energía que el sistema está diseñado para servir que ya no está sirviendo, hasta cierto punto. Pero, a la misma vez, es combustible que no se está comprando y energía que no se está generando y distribuyendo. Hay elementos de ambos lados, a la misma vez cuesta menos la energía que hay que servir, pero hay una serie de costos fijos que, no importa la energía que se produzca y sirva, van a estar ahí. Es cuestión de buscar un balance”, sostuvo Ramos Soegaard.
Tomás Torres Placa, representante de los consumidores en la Junta de Gobierno de la AEE, planteó que, precisamente debido a los cambios en la generación de energía, el modelo de la factura eléctrica, tan ligada al presente a los costos de compra de combustible, deberá modificarse.
“Si tienes un sistema como el que tenemos hoy, que generas energía de manera centralizada, mayormente de combustibles fósiles, y lo facturas a los consumidores, hay un cargo de uso de cables y de uso de energía. En un sistema futuro, donde lo importante no sea la energía, porque se va a producir de manera distribuida por los prosumidores, sino los cables, el manejo de esa energía, la tarifa tendría que estar enfocada en el uso y manejo de los cables, no en el uso de energía”, puntualizó Torres Placa.
La posibilidad de un llamado impuesto al sol, donde se estipule un cargo para clientes que instalen sistemas interconectados de energía renovable, o incluso a quienes se desconecten totalmente de la red, no figura en el plan fiscal de la AEE y ha sido rechazada por la administración del gobernador Pedro Pierluisi.
Al cierre de esta edición, la AEE no había respondido a preguntas de este medio, incluyendo si un impuesto al sol podría incluirse en la reestructuración de la deuda de la corporación pública, a quiénes les aplicaría, o qué ajustes requeriría la factura en el futuro.