El camino a la energía limpia: entre aspiraciones ensayadas y metas posibles

Puerto Rico cuenta con los recursos renovables suficientes para satisfacer parte de su demanda de energía y reducir su dependencia, casi exclusiva, de recursos fósiles. Pero la isla ha incumplido con sus metas para generar y consumir energía limpia. Hoy, una nueva ley parecería retomar el camino para lograrlo. También deja la puerta abierta a nuevas formas de encadenamiento: podríamos pasar del petróleo al gas natural.

El complejo Palo Seco. Las plantas generatrices de Puerto Rico son entre 30 y 40 años más viejas que el promedio en la industria. (Víctor Rodríguez-Velázquez / ONCE)

El complejo Palo Seco. Las plantas generatrices de Puerto Rico son entre 30 y 40 años más viejas que el promedio en la industria. (Víctor Rodríguez-Velázquez / ONCE)

Por: Manuel Guillama Capella 22 de abril de 2019

La idea de transformar a Puerto Rico en un paradigma de energía limpia no suena descabellada –al menos no de entrada–.

La luz solar, el viento y el agua abundan los 12 meses del año. Estudios realizados en la Universidad de Puerto Rico (UPR) lo corroboran: uno de ellos, hace una década ya, planteó que con solo el 10% de estos recursos renovables era posible suplir toda la demanda de energía del 2006: 20.6 millones de megavatios (MW). Hoy día, ese número es menor.

En el papel, la recién aprobada Ley de política pública energética (Ley 17-2019) parecería reconocer esas posibilidades. Para las próximas tres décadas, el estatuto propone reducir el uso de fuentes fósiles para generar energía y, paralelamente, aumentar el uso de fuentes renovables para lo mismo. La meta: en el 2050, el 100% de la energía generada y consumida en Puerto Rico deberá ser limpia.

Pero en un país donde el 96% de la electricidad proviene justamente de los fósiles, los objetivos a corto plazo son sumamente agresivos.

En tres años, de acuerdo con la Ley 17-2019, una quinta parte de la energía que se consuma en la isla –un 20%– deberá ser generada por renovables. Esa cifra se duplicaría –a un 40%– en o antes del 2025.

“Esa es la aspiración y podrían plantear que eso es bien ambicioso o que no se puede lograr. Pero en las pasadas semanas Illinois legisló para [alcanzar] un 100% para el 2050, al igual que Minnesota y Nuevo México. Ya California y Hawái lo habían hecho anteriormente. Illinois y Minnesota son estados donde no está el sol 24/7. En Puerto Rico, donde tenemos sol, viento y agua los 365 días del año, pues creo que podemos aspirar a eso”, subrayó el senador Lawrence Seilhamer, coautor de la medida.

La puerta dejada abierta

El desarrollo de la política pública energética y su correspondiente marco regulatorio es un mandato de la Ley para la transformación del sistema eléctrico (Ley 120-2018), que autoriza la venta de las plantas de generación pertenecientes a la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) y la concesión, a un operador privado, de las líneas de transmisión y distribución.

Grosso modo, la Ley 17-2019 especifica los principios y parámetros que deben guiar las transacciones de cara al nuevo modelo energético una vez pase a manos privadas.

Por ejemplo, la Ley 17-2019 obliga a las compañías que adquieran las centrales generatrices de la AEE a modernizarlas o sustituirlas por otras “altamente eficientes” en los primeros cinco años.

Pero también dispone que aquellas centrales que continúen funcionando con combustibles fósiles –como las ocho principales plantas que alimentan el sistema de la AEE– deben ser capaces de operar “a base de dos o más combustibles, donde uno de estos deberá ser gas natural”.

(Emmanuel Estrada López / ONCE)

Y es aquí donde, a juicio de expertos en temas de ambiente y energía, los objetivos de reducir paulatinamente la quema de combustibles fósiles desde plantas generadoras gigantescas y centralizadas choca con lo que, se supone, significa liberalizar el mercado de energía y aumentar los proyectos de energía renovable.

¿Por qué un “combustible de transición”?

El ingeniero José Ortiz ha insistido, desde su nombramiento como director ejecutivo de la AEE en julio del 2018, en la necesidad de importar mayores cantidades de gas natural para reducir la dependencia del petróleo.

Al momento, cerca de un 45% de la generación es mediante la quema del crudo.

De ahí que, en marzo del 2019, Ortiz anunció un contrato por cinco años y $1,500 millones con la empresa New Fortress Energy, que tendrá a su cargo la transformación de dos unidades de la Central San Juan para poder recibir y quemar el gas natural.

Las cláusulas del acuerdo, se reportó, incluyen la prerrogativa de la AEE de extender el convenio por cinco años adicionales en tres ocasiones, lo cual mantendría a las partes atadas hasta 2039.

Esto ocurrió pese a que aún no se había aprobado el proyecto de política pública energética –la Ley 17-2019– y que el Negociado de Energía rechazó el Plan Integrado de Recursos (PIR) que presentó la AEE. Entre los escenarios propuestos en ese documento se incluye la conversión –para procesamiento de gas natural– de las centrales de Mayagüez y Palo Seco (en Cataño), además de la construcción de una planta en Yabucoa. De concretarse, cuatro de las seis centrales que aún opera la AEE estarían funcionando con gas natural.

“De aquí a 31 años debemos tener a Puerto Rico con energía renovable. [En el ínterin] necesitas plantas que le den estabilidad al sistema. Y esas plantas están en San Juan, [en las unidades] 5 y 6. En Palo Seco se está hablando de hacer una [planta] de 300 MW para reemplazar una unidad de 600 MW. Ya ahí estás empezando a reducir y eliminar plantas viejas que usan combustibles fósiles. Hay que mantener alguna generación con combustibles fósiles, y el más limpio y barato es el gas natural. Tienes que irte a gas natural por esos 31 años”, dijo Ortiz a ONCE el día después de que el gobernador firmara la Ley 17-2019.

Sin embargo, para Arturo Massol Deyá, director de la organización ambientalista Casa Pueblo, la inversión de miles de millones de dólares que significará la transición en la AEE hacia el gas natural, por temporal que sea, es contraria al objetivo de lograr el uso de fuentes de energía renovable en el corto y largo plazo.

El también profesor del Recinto de Mayagüez de la UPR apuntó a que, bajo las circunstancias actuales, la AEE podría sostener sobre el 40% del consumo del país mediante la energía que producen con gas natural las generadoras Costa Sur, en Guayanilla, y EcoEléctrica, en Peñuelas.

Entre ambas, según los datos del Instituto Nacional de Energía y Sostenibilidad Isleña (Inesi), tienen una capacidad máxima de producción de 1,327 MW. Esto equipara el 40% al que alude Massol Deyá, tomando en cuenta la demanda pico en Puerto Rico antes de los huracanes Irma y María en el 2017, que rondaba los 3,000 MW. En total, la AEE puede producir unos 6,000 MW.

“La gasificación es la sustitución de un combustible [fósil] por otro, cambiar el petróleo por el gas. Son inversiones a largo plazo. La capacidad instalada para la generación de energía ya está. [Ahora se pretende] añadir nuevas centrales generatrices en un país que puede generar más energía de la que necesita con combustibles fósiles”, sostuvo Massol Deyá.

Además de aumentar la participación de fuentes renovables en el sistema, la Ley 17-2019 busca que la generación de energía esté distribuida por la isla, en lugar de que un puñado de centrales de gran capacidad satisfagan la demanda.

Esa, de hecho, es una de las principales críticas al actual sistema eléctrico: mientras el 60-70% de la energía se genera en el sur de la isla, un porcentaje similar se consume en el área metropolitana, al norte.

“Lo que hace el proyecto es crear el marco regulatorio para que se pueda liberar a la gente. Es un proyecto de independizar tanto agencias del gobierno como a los hospitales, los ciudadanos, las corporaciones. Si logramos independizarlo, porque esa es la tendencia mundial, entonces cuando un gato sea triturado no hay un apagón general porque cada uno va a tener su microrred aparte”, argumentó el senador Eduardo Bhatia, el otro coautor de la medida.

No obstante, para Massol Deyá, las carencias de la pieza dificultan pensar que será posible viabilizar una generación de energía más distribuida, y con ella, lograr las metas de reducción y eventual eliminación de la quema de combustibles fósiles.

Para él, la Ley 17-2019 debió “incluir un plan de cierre de lo que tenemos en excedente, que son las plantas. ¿Cuál es la ruta para ir dejando eso atrás? Eso no está ahí. Lo que hace falta es bajar el consumo energético del país. Una forma es que la gente produzca parte de su energía. Si cada hogar, cada negocio, produce parte de su energía, la demanda global de la AEE sería mucho menos. Entonces necesitaríamos menos centrales y estaríamos democratizando verdaderamente el sistema de energía. Pero eso no es lo que está sobre la mesa”, lamentó.

Una historia que se repite

Los objetivos de energía renovable que establece la Ley 17-2019 no representan la primera vez que se legislan unas metas específicas sobre el tema.

La Ley de política pública de diversificación energética (Ley 82-2010) propuso una cartera de energía renovable que alcanzara el 12% para el 2015, el 15% para el 2020 y el 20% para el 2035. Hoy, solo un 4% de la energía generada y consumida proviene de fuentes limpias.

La Ley 17-2019 ahora pretende adelantar un 20% para el 2022 y aumentarlo a 40% para el 2025, 60% para el 2040 y 100% para el 2050.

Las cifras –particularmente para los primeros dos objetivos– son irrazonables, consideró Lionel Orama Exclusa, del Inesi.

El ingeniero señaló que, al momento, Puerto Rico cuenta con poco más de 300 compañías instaladoras de placas solares, un número muy bajo para el nivel de trabajo que se requeriría para cumplir con las metas impuestas.

“Digamos que esas 300 compañías se convierten en 1,000 en el primer año y que cada una instala placas solares en un techo residencial semanalmente. Significaría que anualmente se instalarían paneles solares en 52,000 residencias, lo que equivale a 260,000 en esos primeros cinco años. Eso seguiría estando muy por debajo del 40% [de generación renovable] para 2025”, ilustró el profesor del RUM.

Se estima que en Puerto Rico hay entre 800,000 y 900,000 techos residenciales. “Y todavía faltarían los edificios y el comercio”, sumó Orama Exclusa.

Sergio Marxuach, director de política pública del Centro para una Nueva Economía, se expresó en términos similares.

“No es viable –en el corto o mediano plazo– un escenario en el que la generación distribuida, utilizando paneles fotovoltaicos, pueda ser instalada en el 65% de los techos de las edificaciones existentes en Puerto Rico. Por lo tanto, [no hay] otra opción que utilizar la capacidad de generación mediante fuentes no renovables que complementen el aumento en capacidad de generación renovable. El problema es que no hay consenso con relación a la duración y las concesiones que deben realizarse durante esa transición”, argumentó en su ponencia ante el Comité de Recursos Naturales del Congreso federal a principios de abril.

Y precisamente por esa falta de consenso, el miedo de algunos sectores es que se firmen convenios que aten a la corporación pública a largo plazo, como es el caso con Applied Energy Systems, con quien la AEE mantiene un contrato de 25 años para la compra de energía producida con carbón.

De acuerdo con Seilhamer, la intención legislativa es que los términos y condiciones de esas transacciones sean regulados por el Negociado de Energía, que con la Ley 17-2019 verá un aumento en su presupuesto anual de $5.7 millones a $20 millones.

Desde el ángulo de la empresa privada, por otro lado, es cuestionable el interés que podrían generar las plantas de la AEE si se toma en cuenta que la nueva política pública busca reducir la generación fósil en el corto plazo y que en la demanda del servicio irá reduciéndose, tal como lo hizo la pasada década.

“Si las empresas van a invertir en la modernización en los primeros cinco años, ¿para qué lo van a hacer? Para estar metidos aquí 30, 40 años. No es para irse mañana. Esa inversión habría que recuperarla. En una transición donde tendría que ir reduciéndose la dependencia de combustibles fósiles, aquí como que se está aumentando. No se ve la lógica de la transición [a la energía renovable]. Porque si vas a traer nuevas plantas e individuos van a invertir, no van a estar tres o cinco años para luego irse”, cuestionó el economista José Alameda.

Agregó que “se retrasaría el proceso de incrementar el porcentaje de energías renovables porque [a los inversionistas privados] se les tiene que garantizar cierta capacidad de tener los ingresos”.

Alameda recordó que todavía es incierto de dónde provendrá, y cómo se manejará, el dinero para modernizar la red eléctrica, cuyo costo se estima en $17,000 millones, según el plan fiscal de la AEE certificado por la Junta de Control Fiscal (JCF).

La “aspiración” de la reducción tarifaria

Entre el universo de argumentos esbozados para favorecer tanto la privatización del sistema eléctrico como el incremento en la importación del gas natural se encuentra la reducción en el costo de la tarifa promedio por kilovatio hora (kWh), que en el 2018 rondó los $0.23 y que la JCF ha propuesto fijar en $0.20 o menos.

Un estudio del Instituto de Economía de Energía y Análisis Financiero (Ieefa, en inglés) concluyó, en cambio, que la privatización de la AEE redundaría en una tarifa promedio de $0.27 por kWh para el 2024, “un 18% mayor que los niveles del 2018 y 35% mayor que la meta de $0.20 centavos por kWh que establece el plan fiscal de la AEE”.

Esa tarifa incluye 2.6 centavos que, potencialmente, se cobrarían a los clientes de la autoridad como parte del repago de su deuda legada, asunto que se dilucida en el tribunal federal en virtud del Título III de la ley Promesa.

Lionel Orama Exclusa, profesor de la UPR en Mayagüez y miembro del Inesi. (dialogoupr.com)

Lionel Orama Exclusa, profesor de la UPR en Mayagüez y miembro del Inesi. (dialogoupr.com)

Orama Exclusa, del Inesi, advirtió que si bien el costo del gas natural es menos inestable que el del petróleo, el primero también enfrenta una serie de factores económicos y políticos que quedan fuera de las manos del gobierno puertorriqueño. Apuntó, por ejemplo, al controvertible fracking, la tecnología predominante en Estados Unidos para extraer el gas natural.

“Hay comunidades en Estados Unidos luchando contra la extracción del gas natural porque les contamina el agua brutalmente. Ahora sale muy barato, pero imagínate que dentro de cinco años hayan tenido que cerrar un montón de proyectos de extracciones porque se prohíba o limite el fracking. Entonces va a haber mucha demanda y poca producción y el costo [del servicio eléctrico] va a subir. Y es algo sobre lo que no tenemos control”, puntualizó.

Orama Exclusa notó que un potencial aumento en los costos de combustibles fósiles pudiera forzar una transición más acelerada a las fuentes renovables de energía.

Al mismo tiempo, la intención del gobierno local de lograr una exención parcial de las leyes federales de cabotaje para que se permita a barcos internacionales traer el gas natural a Puerto Rico directamente desde Estados Unidos no ha contado con el apoyo bipartita en el Congreso.

Desde el punto de vista ambiental, Massol Deyá cuestionó la noción de que el gas natural sea un combustible “limpio”, al plantear que, cuando se considera que habrá que importarlo, habrá que sumar la contaminación de ese proceso a las emisiones de gases con efecto invernadero derivadas de la quema del combustible.

“No es lo mismo sacar gas del fracking, pasarlo por un tubo hasta una central y quemarlo, que sacar el gas, hacerlo líquido para poder transportarlo, regasificarlo cuando llegue a la isla y luego quemarlo”, comparó.

En última instancia, recalcó Orama Exclusa, cualquier transformación del sistema eléctrico debe responder a una visión de país. Eso, entiende, es el elemento que falta en la discusión pública del tema y a su vez impide encaminar un proceso de transición efectivo.

Esa visión de país, de acuerdo con Massol Deyá, debe incluir mover a Puerto Rico hacia un futuro ecológicamente sostenible en vista de la realidad del cambio climático y su amenaza sobre la región caribeña. En ese sentido, la legislación de una política pública energética fue una oportunidad perdida.

“Habrá algunas herramientas en la Ley 17-2019, unas pequeñas concesiones, digamos. Pero en lo profundo no hay un cambio. De hecho, es una ley peligrosa, porque en lugar de marcar la tumba de los combustibles fósiles lo que hace es perpetuarlos y construir un modelo del siglo pasado”, dijo.