“Exceso” de generación con gas natural en Puerto Rico retrasa meta de 100% energía renovable para 2050, según informe de IEEFA

NUEVA YORK – El Instituto de Economía y Análisis Financiero en Energía (IEEFA) alertó en un nuevo informe que exceder el uso mínimo necesario de gas natural en Puerto Rico para generación implicaría riesgos para los abonados como mayores costos.

El análisis de la consultora Cathy Kunkel, titulado “El exceso de generación con combustibles fósiles representa una amenaza para los costos del servicio eléctrico y los objetivos de Puerto Rico en el ámbito climático”, alertó que el sobredimensionamiento impediría cumplir con el objetivo del 100% de energías renovables para el año 2050, entre otras cosas, debido a la falta de viabilidad del biodiésel y el hidrógeno verde.

“El sobredimensionamiento de generación basado en combustibles fósiles volverá prohibitivamente costoso el cumplir con el objetivo de Puerto Rico de un 100% de energía renovable para el año 2050. Las centrales de gas natural que se construyan en los próximos años tendrán una vida útil que se extenderá mucho más allá de 2050, año en el que Puerto Rico tiene el mandato legislativo de alcanzar el 100% de energía renovable”, señaló Kunkel en su análisis.

La experta argumentó que, para alcanzar el objetivo, sería necesario retirar las centrales antes del final de su vida útil, o transformarlas en sistemas que funcionen con un combustible diferente, neutro en emisiones de carbono.

Como posibles sustitutos se han propuesto el hidrógeno verde y el biodiésel. El plan de LUMA Energy, compañía encargada de la red eléctrica en Puerto Rico, presentado en octubre pasado contempla la conversión de las plantas para que funcionen con biodiésel para el 2050.

El informe planteó que el biodiésel no es rentable ni eficaz desde el punto de vista medioambiental a para alcanzar las metas de energías renovables.

“Aunque en el IRP (Plan Integrado de Recursos) se afirma que el biodiésel se utiliza habitualmente en Estados Unidos, dicha utilización no es extensa en lo que respecta a la generación de energía. De hecho, el sector de la energía eléctrica representó menos del 1% del consumo total de biodiésel en EE.UU. en 2023, el último año para el que se dispone de datos de la Administración de Información Energética”, expuso Kunkel.

Argumentó que los niveles de utilización que propuso LUMA son varias veces superiores al uso actual de ese combustible para la generación de energía en cualquier parte de EE.UU.

“La Agencia Internacional de la Energía calcula un aumento del 25% en la demanda de materias primas para biocombustibles entre 2024 y 2030, y advierte que la demanda está creciendo más rápido que la oferta. La demanda de biocombustibles tendría que seguir aumentando considerablemente después de 2030 para descarbonizar los combustibles utilizados en la aviación y el transporte marítimo, los cuales tienen menos alternativas bajas en emisiones de carbono que el sector energético”, especificó la experta.

La física también alertó que estas presiones podrían aumentar los costos que, actualmente, no son competitivos.

La especialista tampoco cree que el hidrógeno verde sea una alternativa viable, ya que se considera un combustible alternativo más útil para la aviación, el transporte marítimo y la siderurgia, y no para la generación de electricidad.

“Es mucho más eficiente utilizar directamente electricidad de fuentes renovables que producir hidrógeno y luego quemarlo en una central eléctrica para generar electricidad. Una excepción sería en lugares con una penetración de energías renovables tan alta que el hidrógeno podría producirse a partir de esos recursos que de otro modo se desaprovecharían. Es poco probable que esa situación aplique en el caso de Puerto Rico, dados los altos niveles de almacenamiento a gran escala que se propone instalar en los próximos años, así como la implementación en curso de casi 60 megavatios-hora (MWh) por mes de almacenamiento distribuido por parte de clientes en la isla que podrían absorber excedentes futuros de energía renovable”, abundó.

Kunkel expuso que el gobierno de Puerto Rico no ha justificado adecuadamente las razones por las que necesita adquirir 3,000 megavatios (MW) adicionales, lo que junto con otras propuestas se traduciría en un exceso de capacidad de generación en un futuro previsible.

Las nuevas centrales significarían 800 MW de generación temporera de energía que se prevé que esté en funcionamiento durante 10 años; 528 MW de Energiza; y 244 MW de nuevas unidades pico de gas natural actualmente en fase de preconstrucción.

La recopilación del Instituto no abundó en el alcance el proyecto Hostos, que recibió la aprobación del gobierno federal, en específico del Departamento de Energía (DOE), pero que espera por autorización del Negociado de Energía (NEPR).

“El proyecto Hostos implicaría la construcción de 700 MW de generación de energía con gas natural en la República Dominicana y un cable submarino que conectaría esa planta a la red de Puerto Rico en Mayagüez”, mencionó la autora.

“Incluso, suponiendo que se retire toda la generación existente, el sistema de generación de Puerto Rico estaría sustancialmente sobredimensionado en un futuro previsible. Es razonable disponer de un margen de reserva de capacidad en las centrales eléctricas, pero si se completan todos los proyectos, ese margen en Puerto Rico será del 80% al 90% hasta 2044 y más allá”, estimó.

Parte del informe también se concentró en la labor del Negociado con respecto al IRP.

Kunkel planteó que se supone que la entidad revise y actualice el plan cada tres años. Sin embargo, ha incumplido con los plazos. Para minimizar el uso de la contratación de generación ad hoc fuera de un proceso riguroso de planificación de recursos, el NEPR tiene que seguir el cronograma, afirmó.

“La falta de puntualidad en el proceso del IRP se ha utilizado como justificación para tomar importantes decisiones con respecto a la generación fuera del IRP, sin modelar sus efectos en el resto del sistema de generación y en las tarifas para los consumidores. Además, con frecuencia no se hicieron públicas las evaluaciones en los casos en que se utilizaron análisis económicos más limitados para justificar los proyectos”, expuso.

La miembro de IEEFA añadió que, aparentemente, el procedimiento ha sido desplazado por la decisión del gobierno de la isla de iniciar un proceso de contratación para 3,000 MW de nueva generación.

“La decisión se tomó fuera del proceso IRP, es decir, sin llevar a cabo ningún modelaje para determinar si la nueva capacidad de generación es realmente necesaria o si las alternativas (incluida una mayor inversión en generación distribuida e infraestructura de red descentralizada) podrían ser más costo efectivas o atender de manera confiable la demanda futura”, afirmó la analista.

El reporte, divulgado esta semana, concluyó que el Negociado debe rechazar cualquier contrato propuesto que lleve a un exceso de capacidad de generación centralizada y a una dependencia del gas natural más allá del 2050.

También se emplazó al organismo a rechazar cualquier IRP futuro que dependa de biodiésel no sostenible desde el punto de vista medioambiental y/o combustibles que no sean competitivos económicamente como el hidrógeno verde.

Otros potenciales riesgos anticipados en el reporte son el aumento en el costo del combustible y la interrupción en el suministro que están directamente vinculados con los conflictos de interés de New Fortress Energy (NFE), matriz de Genera PR (compañía encargada de la generación en Puerto Rico) que suple gas metano a varias plantas de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE).

Planteó que la dependencia excesiva de gas natural “perpetuará” los conflictos de interés con NFE.

“La falta de una planificación energética coherente en Puerto Rico también ha permitido que Genera persiga proyectos que favorecen a su compañía matriz, New Fortress. Esto incluye la búsqueda de la aprobación regulatoria para múltiples conversiones de centrales eléctricas existentes a gas natural, incluidos dos proyectos de este tipo (por un total de más de 600 MW) para los que no está claro si representarán ahorros a largo plazo para los abonados”, agregó el texto.

Sigue leyendo:

• Aumento en la tarifa base de electricidad en Puerto Rico no sorprende a experta de IEEFA
• Analista de IEEFA teme que gobierno de Puerto Rico le compre más gas natural a New Fortress que el que necesita para atajar crisis energética
• Exclusiva: desarrollador de cable submarino entre Puerto Rico y República Dominicana explica alcance de permiso de Trump y el DOE