Los planes de Puerto Rico acaban donde comienza la red del futuro

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Las compañías eléctricas tienen un gran problema. Se les permite obtener una tasa de rentabilidad por el suministro de electricidad a los clientes, para el que a menudo cuenta con un monopolio, pero como parte de esta subvención social se supone que el suministro de electricidad debe ser constante. Y a medida que los desastres naturales, como las tormentas y los incendios forestales, aumentan en gravedad y frecuencia debido al cambio climático, es cada vez más difícil hacerlo utilizando la generación centralizada, ya que es en las líneas eléctricas donde se producen la mayoría de las interrupciones.

Por supuesto, existen herramientas que permitirían a las eléctricas garantizar la estabilidad del suministro, a saber, microrredes basadas en la generación distribuida y el almacenamiento de energía. Sin embargo, la generación orientada al cliente consume los ingresos de las eléctricas y, en particular, evita la necesidad de nuevas inversiones en transmisión, donde las empresas de electricidad suelen obtener sus mayores beneficios.

Tarde o temprano, las eléctricas tendrán que adaptarse si quieren seguir disfrutando de sus licencias. Y no debe sorprender que la primera en buscar un equilibrio en este sentido sea la que más ha sufrido a causa de los desastres naturales: la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico (PREPA, por sus siglas en ingles).

Descarbonización rápida

El borrador del Plan de Recursos Integrados (IRP) de la PREPA de 2019, publicado a finales de enero, afirma que la empresa “maximizará el ritmo de instalación de la generación solar fotovoltaica (FV) durante los primeros 4 años (2019 a 2022) del plan”. Esto significa sumar de 750 a 1200 MW de energía solar fotovoltaica, en bloques de 250 MW a través de licitaciones públicas.

PREPA tiene actualmente firmados PPAs sobre plantas solares que apenas suman 97 MW, y con otros 50 MW que se identifican como en “preoperación”. De cumplirse el plan, la generación solar a gran escala de PREPA aumentaría en alrededor de 10 veces, y es posible que puedan ser incluidos algunos de los 330 MW de proyectos solares que están renegociando contratos con la eléctrica.

Además, prevé la instalación de 500 a 1.100 MW de almacenamiento de baterías en los primeros cuatro años del plan, en bloques de 150 a 200 MW. Dado que solo hay 1.030 MW de almacenamiento con baterías conectados a la red en Estados Unidos, decir que el plan es ambicioso es infravalorarlo. El IRP señala que “las cantidades de almacenamiento de energía con baterías están fuertemente correlacionadas con las cantidades totales de energía fotovoltaica que se instalarán y el suministro de energía local requerido para las minirredes en los que se espera que el sistema se segregue durante los grandes eventos”.

Además, PREPA solicita en el IRP que “la mayor parte de la flota generadora existente” sea retirada para el año 2025 -incluyendo todas sus plantas de carbón y combustibles fósiles- con la excepción de dos plantas de gas de ciclo combinado, dos turbinas de gas, y otras unidades que serían convertidas de petróleo en gas.

El resultado sería una rápida descarbonización de la generación de electricidad de Puerto Rico, y un cambio a la red basada principalmente en energía solar, baterías y gas natural.

Microrredes, minirredes y huracanes

Pero la descarbonización prevista en el plan de la PREPA no es realmente la parte más radical de la visión presentada en el IRP, sino el plan de dividir la única red eléctrica centralizada de la isla en ocho “minirredes”. Como explica el IRP:

“Las minirredes recomendadas están diseñadas para funcionar sin conexión a la red después de una tormenta importante, asegurando el suministro continuo a las cargas críticas (las necesarias para gestionar la recuperación), y proporcionar un reabastecimiento oportuno a las cargas prioritarias (las necesarias para recuperar la normalidad y reiniciar la economía) y equilibrar las cargas dentro de la minirred”.

Estas minicentrales “requerirán” los proyectos solares y de almacenamiento de energía, así como los “proyectos de fortalecimiento de la transmisión y distribución”. Para completar estas minirredes se encuentran una serie de microrredes más pequeñas que han sido identificadas para áreas que “debido a la geografía y la topología del sistema es probable que permanezcan aisladas”.

La razón de estos cambios es obvia. El IRP señala que los huracanes Irma y María “obligaron” a PREPA a reconsiderar su funcionamiento, en preparación para eventos futuros. Adriana Gonzales, la Organizadora de Justicia Ambiental de Sierra Club de Puerto Rico, es más explícita sobre las necesidades a las que se enfrenta la isla.

“Durante el huracán María cientos de personas murieron simplemente porque no pudieron mantener su insulina refrigerada, o sus máquinas de oxígeno funcionando”, señala Gonzales en una declaración de Sierra Club sobre el IRP. “Necesitamos la energía solar y el almacenamiento en este plan para poder proteger la salud y la seguridad durante el próximo huracán con una infraestructura de energía distribuida y segura”.

Falta un papel para la energía solar y el almacenamiento BTM

A finales del IRP, la PREPA también señala que actualmente tiene 173 MW de generación solar distribuida en su red bajo acuerdos de medición neta, la mayoría de los cuales están conectados a la red de distribución, no a la red de transmisión. La compañía también espera que la energía solar orientada al cliente se duplique hasta alcanzar los 300 MW en 2024, teniendo en cuenta la “percepción de los clientes de la necesidad de obtener el control de su suministro”.

Sin embargo, incluso en el IRP, la PREPA parece ver esta energía solar distribuida como una carga, quejándose de que “la GD tiene algunos costos ocultos pero reales para la PREPA”.

Tampoco señala el IRP que, a diferencia de los sistemas solares a gran escala que está planificando, estos sistemas solares y de baterías BTM están situados aún más cerca de la demanda y, por lo tanto, son intrínsecamente menos susceptibles de cortar el suministro cuando se interrumpen las líneas eléctricas.

Como tal, aunque el IRP 2019 de la PREPA es revolucionario en muchos aspectos, no llega a contemplar la red del futuro. En cambio, muestra que incluso las eléctricas a menudo se resisten y no hacen uso de la generación orientada al cliente, en un intento desesperado por mantener un control que están perdiendo rápidamente. La propia PREPA parece reconocer esto, señalando que “los crecientes niveles de recursos energéticos distribuidos BTM […] están desafiando el paradigma histórico centralizado de cómo una empresa de electricidad debe diseñar, construir y administrar un sistema eléctrico”.

Está previsto que el IRP final de la PREPA se publique el 12 de febrero.