¿Hacia dónde va el sistema eléctrico de Puerto Rico?

Publicado por el Centro para una Nueva Economía

La reciente interrupción masiva en el servicio eléctrico ha vuelto a poner sobre el tapete la importancia de reconstruir la red eléctrica de una vez y por todas en la dirección correcta. Ahora, a la poca confiabilidad de la flota eléctrica y la frustrante lentitud con que transcurre el proceso de reconstrucción se une un nuevo reto: la desestabilización del mercado internacional de gas natural causado por la invasión rusa a Ucrania y la incertidumbre en torno a esta fuente energética.

Los planes que guían la transición del sistema eléctrico de Puerto Rico vislumbran al menos dos décadas de este combustible en el “mix” energético de la isla, por lo que la factura eléctrica continuará siendo afectada en un futuro previsible por los vaivenes del gas. Hay que destacar que el incremento en el precio de los combustibles fósiles ha sido uno de los principales factores para que el precio de la electricidad en la isla haya aumentado de 17¢ kWh a 30¢ kWh en los últimos dos años.  En este Apuntes desde Madrid le echo un vistazo a lo que ocurre en Europa en relación al gas natural a fin de reflexionar sobre las implicaciones del nuevo escenario mundial sobre el futuro del sistema eléctrico de la isla.

Puerto Rico: al menos otras dos décadas con gas natural

En enero de 2022 Puerto Rico produjo la mayor parte de su electricidad utilizando combustibles fósiles (57.8% petróleo, 25% gas natural), según datos de la Administración de Información de Energía de EEUU (AIEEEUU). Apenas un 2.2% provino de fuentes renovables producidas por suplidores a gran escala bajo contrato de la AEE, a pesar de que la Ley 17-2019 estipula que para 2025 el 40% de la electricidad de la isla debe provenir de fuentes alternas a los combustibles fósiles (60% para 2040 y 100% para 2050). Resulta interesante que la capacidad de los consumidores individuales de generar electricidad (reflejada en los números de medición neta) aumentó de 202,992 MW (20,855 consumidores) en 2020 a 315,671 MW (42,199 consumidores) en enero de 2022. Esto convertiría la generación distribuida en la tercera fuente de electricidad en la isla.

GENERACIÓN ELECTRICIDAD (MW) / CAPACIDAD MEDICIÓN NETA (MW)
ENERO 2022

Fuente: U.S. Energy Information Administration, EIA-923 y EIA-861

Los planes para la evolución futura del sistema eléctrico de la isla – plasmados en el Plan Integrado de Recursos (PIR) que presentó la AEE al Negociado de Energía (NEPR) en junio de 2019 y en la Resolución adjudicativa que el Negociado (el ente regulador del sistema) emitió en agosto de 2020 – vislumbran que el gas natural será parte importante de la infraestructura eléctrica de la isla durante el futuro previsible. Las unidades de petróleo irán siendo retiradas a medida que se integren las fuentes renovables durante esta década (varias incumplen con las normas ambientales federales) y la transición del sistema procederá anclada en el gas natural. El escenario de planificación seleccionado (Escenario 3 del PIR) proyecta una penetración significativa de fuentes renovables para 2038 (90% de la capacidad instalada y 72% de la generación) y anticipa la utilización de gas natural al menos hasta el 2040, a partir de cuando se hará la mayor parte del “phase out” de este combustible, según indicó en una conversación reciente el Negociado de Energía. El NEPR asegura que la transición a renovables se hará anclada en las facilidades existentes de gas aunque dice que pudiera construirse una nueva facilidad de 300 MW si fallara el calendario de integración a renovables.

Esto quiere decir que el gas natural será parte importante de la factura eléctrica durante los próximos años (la franja amarilla en el siguiente gráfico extraído del PIR) y que los abonados de la isla seguirán expuestos a la volatilidad del mercado mundial de este combustible.

COSTOS VISLUMBRADOS EN COMBUSTIBLE FÓSILES


Imagen:
 Puerto Rico Integrated Resource Plan 2018-2019

Europa y el “shock” de los precios del gas natural

A nivel mundial, la escalada en el precio del gas natural ha sido dramática, tanto que en Europa el momento ha sido comparado con el de la crisis del petróleo de los años 70 (en Puerto Rico nos queda la antigua refinería de la CORCO como recuerdo de aquella coyuntura).  Las señales de esta crisis del gas comenzaron mucho antes de la invasión rusa a Ucrania, a principios del 2021, con un marcado incremento en la demanda ocasionado por la rápida recuperación económica post-pandémica y un invierno 2020/2021 particularmente crudo. Al igual que ahora, los factores geopolíticosentraron en juego: durante el último trimestre de 2021 Rusia, el principal suplidor de la Unión Europea (UE), redujo en 25% sus exportaciones de gas a Europa como una forma de presionar al gobierno alemán para que certificara el controversial gasoducto submarino Nord Stream 2 (el gobierno alemán detuvo la aprobación por razones de seguridad e incumplimiento normativo).

EVOLUCIÓN DEL PRECIO DEL GAS NATURAL EN EUROPA (TTF HOLANDÉS) 


Imagen: International Energy Agency, Gas Market Report Q4-2021

La escalada en el precio del gas natural provocó un incremento dramático en el precio de la electricidad, que comenzó a verse en el 2021: en Alemania y España, por ejemplo, los precios para el último trimestre de ese año fueron tres y cuatro veces mayores que los de 2019 y 2020. La Unión Europea (UE) tiene una estructura marginalista que ata el precio de la electricidad a la fuente de energía más cara; durante mucho tiempo esta estructura sirvió de incentivo para la inversión en renovables pero ahora ha provocado un espiral de precios causado por el incremento en el gas. La tendencia alcista se agravó en el 2022 tras la invasión a Ucrania: en España, por ejemplo, el 8 de marzo (dos semanas después de la invasión) los consumidores residenciales en el mercado regulado de electricidad (aquellos que no han contratado una tarifa fija y pagan a precio de mercado) llegaron a registrar un precio de 95 centavos de euro por kWh en el tramo horario de las 7 PM (cerca de $1.03 kWh, más de tres veces lo que se paga en Puerto Rico).

PRECIO DE LA ELECTRICIDAD RESIDENCIAL EN ESPAÑA
FUERA DE CONTRATOS DE TARIFA FIJA, 8 DE MARZO DE 2022


Imagen: PrecioLuz 8-marzo-2022

El dramático incremento en el precio de la electricidad provocó una interrupción en la producción de empresas electro-intensivas(acerías, siderúrgicas, plantas químicas), así como una enorme presión pública. La tensión y el temor a la desestabilización social por el precio de la energía ha sido tal que el gobierno español aprobó un Plan de Choque que incluyó en septiembre 2021 rebajas a los impuestos a la electricidad (de 21 a 10%) y más recientemente una serie de créditos y ayudas directas a empresas y consumidores vulnerables. El costo fiscal de la minoración del impuesto a la electricidad y las ayudas directas asciende a € 24,000 millones de euros anuales (unos $ 25,300 millones), un agujero importante para el fisco español (el recuerdo de los gilets jaunes, los “chalecos amarillos” franceses, ha estado muy presente en estas decisiones). Tanto la Agencia Internacional de Energía (AIE) como la agencia acreditadora Fitch anticipan que el precio del gas continuará elevado a nivel mundial durante el resto del 2022, por lo que se espera que el tema del costo de la electricidad siga requiriendo un complicado juego de malabarismo político.

La urgencia de atajar el incremento en el precio del gas natural por razones económicas se ha entremezclado con el imperativo geopolítico de reducir la dependencia energética de Rusia. Alemania, por ejemplo, considera la posibilidad de posponer temporeramente el retiro de sus plantasde carbón y de energía nuclear y ha comenzado a construir dos terminales para recibir gas natural licuado (GNL) de fuentes alternas a Rusia. Asimismo, la Comisión Europea (CE) ha lanzado una iniciativa para asegurar el suministro de gas para el invierno y reducir la demanda de gas ruso a 1/3 de la actual para fines de año (la iniciativa parece que quedará desbordada por los acontecimientos: al momento que escribo, Rusia ha cortado el suministro del gas a Bulgaria y Polonia). La UE se ha movido a diversificar sus  suplidores de gas (Estados Unidos y Argelia adquieren ahora mayor prominencia), a aumentar la capacidad de almacenaje de gas natural y gas licuado y a implantar mecanismos de compras comunitarias en bloque de gas similares a los que se implantaron para la compra de vacunas contra el COVID.

Algunos think tanks como el Jacques De Lors francés entienden que estas medidas de corto plazo son insuficientes: no se trata solo de sustituir suplidores de gas, sino de dejar atrás el uso de esta volátil fuente de energía. El Jacques De Lors aboga por acelerar la transición verde: adelantar el despliegue de fuentes renovables; implementar una oleada de renovación a los edificios para reducir las necesidades térmicas (en Europa se trata de dar calor en invierno, mientras que en Puerto Rico, de refrigerar los ambientes); sustituir el hidrógeno gris (producido con gas) por hidrógeno verde (producido con renovables); y excluir al gas natural de la taxonomía de finanzas sostenibles para minimizar su atractivo para los inversionistas.

Gonzalo Escribano, del Real Instituto Elcano, uno de los principales think tanks españoles, entiende que este nuevo panorama abre la puerta para que España adquiera mayor protagonismo en la transición energética europea, particularmente en el desarrollo y  producción de nuevas fuentes de energía: hidrógeno verde (producido de fuentes renovables), capacidad eólica marítima (que usa el viento en alta mar), biocombustibles(producidos de residuos orgánicos o recursos naturales) y energía solar concentrada (que utiliza lentes o espejos para concentrar la luz solar y producir electricidad).

La transición a renovables: la opinión de un experto

Diego Rodríguez Rodríguez, catedrático de la Universidad Complutense en Madrid e investigador asociado del think tank español FEDEA, piensa que si bien la urgencia de disminuir la dependencia energética de Rusia ralentiza a corto plazo la eliminación de los combustibles fósiles (como muestra el caso alemán y la carrera por almacenar gas), a mediano y largo plazo el “shock” servirá para acelerar la transición a energías renovables en Europa. “Estamos en proceso de abandonar el gas”, dijo Rodríguez recientemente a CNE, “no habrá más despliegue ni de gas ni de redes de gas, salvo hidrógeno”. La Unión Europea (UE) acaba de lanzar la iniciativa RePowerEU, que reduce el consumo total de gas natural a casi la mitad en 2030 y acelera de forma más agresiva la transición a fuentes renovables de energía. Según esta nueva normativa, toda nueva infraestructura de gas natural debe ser eventualmente convertible a hidrógeno.


Diego Rodríguez Rodríguez, 
de la Universidad Complutense y FEDEA en Madrid

Para Rodríguez, los mayores retos para lograr la transición serán de índole administrativo y técnico ya que los fondos estarán disponibles a través del programa europeo NextGen EU (en contraste, en Puerto Rico la mayor parte de los fondos federales están dirigidos a la reconstrucción de la red, no al desarrollo de nueva generación). Primero, dice Rodríguez, será preciso romper los cuellos-de-botella en las evaluaciones ambientales de los proyectos, que deberían lograrse en cinco meses en lugar de dos años. Segundo, será necesario desplegar una red eléctrica robusta capaz de integrar y transportar la nueva generación verde. Como en Puerto Rico, en España la red es operada por una empresa privada, Red Eléctrica, pero la planificación se hace a nivel público. El país acaba de aprobar una hoja de ruta para renovar la Red de Transporte Eléctricomediante una inversión de € 7,000 millones (unos $ 7,600 millones) a fin de conectar un nuevo contingente de generación renovable de 37MW a través del país. Para 2026 el 67% de la generación eléctrica española debe provenir de fuentes renovables, tanto terrestres como marítimas (esto es década y media más temprano que en Puerto Rico). El próximo año toca dar cuenta a la UE del cumplimiento con estos objetivos.

Rodríguez destaca la similitud de Puerto Rico con el archipiélago de Islas Canarias: ambas, por su condición isleña, tienen sistemas eléctricos aislados. Al igual que en el caso de Puerto Rico, la transición energética le representa un reto: el archipiélago canario produce la mayor parte de su electricidad a base de combustibles fósiles (principalmente petróleo) – 91% en Lanzarote, 57% en Tenerife. Canarias se planteó la gasificación del sistema hace varias décadas pero la descartó por razones ecológicas y de costo (un consejero del gobierno canario dijo el año pasado que las renovables habían convertido el gas natural en “una tecnología desfasada”). Rodríguez dice que al archipiélago se le hizo tarde para sumarse al tren del gas: no hará la conversión de las unidades de petróleo y hará la transición apoyándose en las centrales térmicas antiguas (contrario a Puerto Rico, las islas no registran violaciones a las normas de emisiones de dióxido de azufre desde el 2011). Para el 2030 el conjunto de islas deberá haber reducido la participación de los combustibles fósiles en su “mix” eléctrico al 50%.

La integración de renovables en el archipiélago canario se ha intensificado pero aún se encuentra por debajo de la media española (17%,  mayor que en Puerto Rico). Enfrenta el reto ecológico de desplegar placas y torres en islas de poca extensión territorial (El Hierro, por ejemplo, tiene poco más de la mitad del tamaño de Culebra). Para Rodríguez, las nuevas tecnologías como la eólica marina flotante (que permite desplegar torres en zonas de gran profundidad marítima sin necesidad de anclajes) constituyen una gran esperanza y deben ser parte importante de la transición energética canaria: la primera plataforma marítima flotante eólica española se puso a prueba allí. España se plantea la construcción de una quincena de parques eólicos flotantesalrededor de las aguas territoriales del país durante esta década y ha asignado € 200 millones (unos $ 217 millones) a la investigación y desarrollo de nuevas tecnologías de fuentes marítimas. Resulta interesante que tanto Escocia como Holanda están apostando fuertemente también a la tecnología eólica marítima.


Plataforma marina eólica flotante

¿Y Puerto Rico?

¿Debe Puerto Rico continuar atado al gas natural por varias décadas, según contempla la planificación vigente? Todo dependerá, según dijo el NEPR a CNE, de la rapidez con que puedan integrarse al sistema las fuentes de generación de energías renovable. Recientemente el Negociado nombró un coordinador independiente para ejecutar el proceso, luego de determinar que la AEE había “fallado en cumplir con directrices e hitos importantes” y que “no es capaz de ejecutar el plan de contratación e integración de renovables. La integración del primer bloque significativo de renovables y almacenamiento (5,157.82 MW) está pautado para el periodo entre diciembre de 2023 y mayo de 2026; las primeras unidades en retirarse del sistema serán las de petróleo, varias de las cuales incumplen con la normativa ambiental federal. ¿Será posible, además, incorporar al proceso de transición energética iniciativas autóctonas de gestión, producción e I + D en las nuevas tecnologías emergentes? No hay duda que la reconstrucción del sistema eléctrico abre la puerta para hacerlo, pero será preciso abandonar la insistencia en modelos caducados, abordar los graves problemas de coordinación entre actores e impartirle un verdadero sentido de urgencia al proceso.

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