El porcentaje mínimo de energía verde que actualmente circula por la red de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) no debería ser impedimento para que, a futuro, Puerto Rico alcance las metas que fijó la Ley 17 de Política Pública Energética en el 2019, cuyo primer objetivo es que el 40 % de la cartera energética en 2025 provenga de fuentes renovables.
Sin embargo, a cuatro años para esa fecha, todavía prevalecen diversas visiones sobre el camino que el país debe tomar para alcanzar ese punto y que, en esencia, giran alrededor de cuán distribuido debe ser el modelo de generación de energía.
Históricamente, el modelo en Puerto Rico se ha fundamentado sobre la producción de electricidad en grandes centrales –al presente seis, incluyendo dos cogeneradoras privadas–, desde las cuales se envía la energía a través de largas líneas de transmisión hasta las subestaciones de distribución, que a su vez la llevan al punto de consumo.
El comisionado asociado del Negociado de Energía (NEPR) Ferdinand Ramos Soegaard recordó que el plan fiscal de la AEE contiene un calendario para seis solicitudes de propuestas (RFP) que estipula que, para mediados de 2023, el sistema habrá adquirido capacidad para distribuir 3,750 megavatios (MW) de energía renovable proveniente de manos privadas.
El primero de esos procesos de compra –en el que se procuran propuestas ascendentes a 1,000 MW de generación y 500 MW de almacenamiento en baterías– se publicó en febrero, al tiempo que un segundo –de 500 MW de generación y 250 MW de almacenamiento– debe emitirse para mediados de este mes, según informó la AEE en una reunión de su Junta de Gobierno la semana pasada.
Recomendados
Puerto Plata, República Dominicana: multidestino instagrameable
Buscan frenar fiebre alquileres a corto pazo
La gente que onePulse Foundation dejó atrás
En Puerto Rico, la demanda suele rondar los 2,500 MW, con picos de hasta 3,000 MW, pero Ramos Soegaard planteó que cuando se trata de fuentes renovables –dependientes del viento o la luz solar– es necesario mantener una reserva considerable como contingencia a las variaciones en las condiciones climatológicas.
Para el ingeniero Agustín Irizarry, de las organizaciones Cambio PR y Queremos Sol, en lugar de adquirir generación renovable a compañías privadas en proyectos de mayor escala, las inversiones de la AEE deberían centrarse en incentivar la instalación de sistemas en techos de hogares, condominios y comercios.
“Eso se puede hacer. Hicimos un estudio de energía renovable que patrocinó Cambio, que un futuro energético distribuido y renovable es posible en Puerto Rico, y con inversiones modestas en la red eléctrica. Pero la estructura que prefieren tanto Luma (Energy) como Energía Eléctrica y, aparentemente, el Negociado es una de combustibles fósiles, centralizado, una estructura de siglo XX. Y siguen empeñados en traer el modelo de generación renovable pero centralizada. Cuando viene el huracán María, se va el sistema de distribución y no llega la energía centralizada, sea renovable o fósil, así que no nos ayuda a resolver los problemas”, sostuvo el exvicepresidente de la Junta de Gobierno de la AEE.
Ramos Soegaard, sin embargo, defendió el camino que ha trazado el NEPR a través del Plan Integrado de Recursos (PIR) para los próximos 20 años, al argumentar que el proceso de subastas para proyectos de energía renovable se alinea con el objetivo de contar con un sistema de producción de electricidad distribuido.
“Son proyectos relativamente pequeños y van a estar distribuidos a través de toda la red. En ese (primer) RFP, hay propuestas a través de toda la isla, en el norte, en el sur, en el oeste y, lo que antes era una planta de 300 o 400 MW, como AES, EcoEléctrica, Costa Sur, concentrados en una esquina de la red, ahora van a ser muchos proyectos pequeños. Los más grandes son de 100 MW”, señaló el ingeniero eléctrico.
El comisionado del NEPR sostuvo que las metas dispuestas en la Ley 17, que contemplan alcanzar un 60 % de energía renovable en 2040 y el 100 % para el 2050, se concentran en la energía que se distribuye a través de la red central, por lo que no toma en cuenta la electricidad que se produzca, por ejemplo, en los techos de las casas.
“El PIR asume que hay una penetración de GD (generación distribuida) que va a causar que, de aquí a 20 años, haya 180 MW más de energía renovable y, por ende, esa cantidad de energía no hubo que planificarla. Se ve como una reducción de la demanda que hay que suplir, pero en términos de las metas ni incide sobre el porcentaje”, indicó.
El representante de los consumidores ante la Junta de Gobierno de la AEE, Tomás Torres Placa, puntualizó que, a su juicio, será necesario la transmisión de energía limpia a través de la red centralizada debido a los costos que todavía implica la instalación de sistemas distribuidos en el punto de consumo.
Asimismo, dijo que será esencial involucrar a Luma Energy en proyectos de energía distribuida, para lo cual puede seguirse el modelo de la compañía Duke Energy en el estado de Indiana.
“Duke Energy está desde hace cerca de un año envuelto en la implementación de energía distribuida, entiéndase paneles solares y baterías, en residencias, comercios, industrias, están metidos en eso, como en muchas otras jurisdicciones de Estados Unidos. De esa manera se asegura cumplir la meta de 100 % de energía renovable, independientemente de la cantidad de energía renovable que se pueda realizar por formas tradicionales de energía centralizada”, expresó Torres Placa.
El ingeniero apuntó que, además de los hogares, los estacionamientos de espacios como centros comerciales, estadios deportivos y parques de oficinas deben servir para la instalación de sistemas de energía renovable, así como los llamados brownfields, o terrenos ya impactados –como antiguos vertederos–, a modo de minimizar la huella ecológica.