CLARIDAD
Independiente de la métrica que se utilice, el proceso de reconstrucción de la red eléctrica ha avanzado a un ritmo relativamente lento. Hay dudas sobre el plan de modernización a implantarse, el aumento en el uso de gas natural y desacuerdo entre instalaciones solares a gran escala versus un sistema basado en techos, según el Centro para una Nueva Economía (CNE)
Estos señalamientos están contenidos en un análisis publicado este 12 de septiembre por el CNE, Actualización sobre la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) sobre las circunstancias y aspectos que definen el presente y futuro del sistema eléctrico del país.
El primero de estos, por supuesto, es la reestructuración operativa de la AEE, es decir, la privatización de la AEE: la transmisión y distribución (T&D) a manos de LUMA. La privatizadora es la encargada de trabajar con la Agencia Federal para el Manejo de Emergencia (FEMA) el diseño y reconstrucción del sistema de T&D. Menciona el CNE sobre LUMA: “Desde el comienzo del año fiscal 2023 ha sometido un total de 341 alcances de trabajo (SOW, siglas en inglés) para proyectos de T&D que representa un estimado de $7,100 millones en actividades de reconstrucción. Para el CNE no está claro en el Plan Fiscal cuántos de estos SOW han sido “aprobados” o en qué etapa del proceso se encuentran.
La otra parte de la reestructuración es la privatización de la generación con la empresa Genera, una filial de News Fortres Energy (NFE), compañía de gas natural que ya opera en San Juan un puerto de gas para suplir a la AEE. Se supone que Genera está obligada a realizar algunos gastos de capital a corto plazo financiados por FEMA para estabilizar el sistema, generar ahorros mediante la renegociación de los contratos de combustible y, por último, comenzar a decomisar las plantas generatrices. Aquí vuelve a levantar bandera el CNE y rechaza que con la renegociación de los contratos de combustible habrá ahorros. Además señala que los verdaderos ahorros vendrán de la decomisación de la “envejecida flota de generación de combustible fósil de la AEE”.
La reestructuración financiera
En la actualidad, la AEE tiene una deuda de alrededor de $9,000 millones en bonos pendientes, una deuda de $3,800 millones al sistema de pensiones, $700 millones a los prestamistas de combustible y otros varios millones a acreedores no garantizados. De no restructurarse la deuda, según el Plan fiscal de la AEE, esta tendría que “pagar aproximadamente $2,620 millones de obligaciones de deuda heredadas programadas en cuatro años desde el año fiscal 2024 hasta el año fiscal 2027, además de los aproximados $4,830 millones de montos vencidos y actualmente vencidos hasta el final del año fiscal 2023″.
El CNE expone que de no pagar las obligaciones de deuda no reestructurada a corto plazo, la AEE requeriría aumentar la tarifa en cerca de 6 a 7 centavos el kilovatio hora de 2024 a 2027, y, a largo plazo, si no hay una reestructuración, tendría que pagar un aproximado de $1,000 millones al año. Bajo este escenario, dice el CNE, un cliente residencial promedio que consume 425 kvh al mes vería un aumento en su factura de un aproximado de 25 %. Esto, advierte, es un escenario insostenible debido al estancamiento de la economía de Puerto Rico y las altas tasas de pobreza.
El CNE plantea la necesidad de la restructuración de la deuda, pero no emite juicio sobre el plan de ajuste de deuda presentado por la Junta de Control Fiscal (JCF).
Nuevo Plan Integrado de Recursos
Desde el 2014 se supone que la AEE elaborara un Plan Integrado de Recursos (PIR). Este es un plan a 20 años que se tiene que actualizar cada tres; el objetivo final es que para el 2050 Puerto Rico haya alcanzado un 100 % de energía renovable. Ahora, con la privatización, es LUMA, como el agente de la AEE, quien lo prepara. El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) le dio hasta el 1 de marzo del 2024 a LUMA para que presente un PIR.
En tanto, los objetivos intermedios del PIR que se aprobó en el 2020 no se han alcanzado, ya que el proceso de contratación de generación de energía renovable a gran escala tiene cerca de dos años de retraso. Se refiere a los seis proyectos de generación de energía renovable y almacenamiento de baterías. Por su parte, LUMA afirma que ha conectado a más de 50,00 clientes a instalaciones solares en techos, lo que representan 300 MW de capacidad de generación desde que se hizo cargo de la T&D en el 2021.
Mientras, el Departamento de Energía de Estados Unidos (DOE) estimó que para junio de 2023 en Puerto Rico había un total de 85,661 interconexiones solares en techos. Para el CNE este progreso ha sido uno lento ya que la AEE tiene más de un millón de clientes.
Reconstrucción del sistema de T&D
Aquí nos dicen cuánto dinero ha recibido la AEE. Según el Plan Fiscal, “al 2 de junio de 2023, la AEE ha recibido más de $15,000 millones de fondos federales en total. Aproximadamente $12,000 millones de fondos de FEMA están obligados para trabajos permanentes y se ha recibido la aprobación para proyectos que ascienden a aproximadamente $2,300 millones. El resto del financiamiento federal obligado incluye aproximadamente $2,400 millones de financiamiento de FEMA para trabajos de emergencia, aproximadamente $600 millones de financiamiento de FEMA para costos de administración y aproximadamente $2,300 millones de financiamiento de CDBG”. Es decir, en términos de fondos para la reconstrucción de la red, solo el 19 % de los fondos de FEMA ha sido aprobado para ser gastado.
Para el CNE, independiente de la métrica que se utilice, el proceso de reconstrucción de la red ha ido a un ritmo lento. Indica que los factores que explican este retraso es que para algunos observadores no está claro qué plan de modernización de la red es el que va a implantarse, si el de la AEE o el que prepare LUMA, y además está el plan del DEO. El CNE observa que no queda claro cómo se relaciona cada uno de estos planes con el otro ni cuál tiene precedencia en caso de conflictos entre ellos.
Un segundo factor que entra en conflicto es la capacidad de generación nueva con gas natural que la AEE y FEMA han acordado instalar en la antigua Central Palo Seco. Esta inversión de cerca de $900 millones es cuestionada como innecesaria, y quizás hasta ilegal, por ambientalistas, debido al requisito de alcanzar la generación de 100 % renovable para el 2050. Por parte de sus defensores, recoge el CNE, se esgrime que esta es necesaria para estabilizar el sistema y crear un “puente” hacia la generación renovable.
Por último, está el debate entre los defensores de la generación renovable distribuida en techos y los que favorecen las instalaciones centralizadas de generación solar a gran escala.
El director de Política Pública del CNE, Sergio Marxuach, autor del informe, repara en que este debate no es un mero desacuerdo de política pública, ya que la decisión política influirá en el diseño de la nueva red. Si el Gobierno decide por mayores sistemas solares distribuidos en techos, la red sería un diseño, y si por el contrario es una generación centralizada a gran escala, el diseño sería otro. Por parte del DOE, observa Marxuach, se ha llegado a la conclusión de que hay cabida para ambos modelos. Expresa que, “por desgracia”, el informe final del DOE no estará listo hasta diciembre de este año, por lo que es poco probable que este desacuerdo se resuelva antes de esa fecha.
