Una cartera de generación que se fundamentará principalmente en el biodiésel y gas natural, junto a una necesidad de inversión en la red energética que requerirá –al menos– $35,000 millones a lo largo de las siguientes dos décadas, son las principales revelaciones del borrador de revisión del Plan Integrado de Recursos (PIR) del sistema eléctrico que LUMA Energy entregó este lunes al Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR).

Los primeros cuatro escenarios futuros desarrollados por LUMA y su consultor, Black & Veatch –que serán complementados por otros seis en una segunda entrega del borrador en febrero de 2025–, a su vez, contemplan que Puerto Rico alcance el 40% de generación mediante fuentes limpias entre 2030 y 2034, un reconocimiento formal de que será imposible cruzar el umbral el año entrante, como dispuso la política pública energética en 2019. LUMA sí considera que el país todavía puede alcanzar la segunda meta, del 60%, para 2040, en ruta al 100% que se mandata para 2050.

No obstante, Mario Hurtado, principal oficial regulatorio de LUMA, advirtió este martes que las proyecciones contenidas en la primera entrega del borrador son “enteramente preliminares” y que sufrirán cambios entre ahora y mayo de 2025, cuando el consorcio someterá al NEPR la versión completa del borrador que, posteriormente, se evaluará en vistas públicas.

“Una de las cosas importantes que ya estamos viendo es que hay un cambio muy grande que se va a hacer en un tiempo corto en términos de la flota generadora de Puerto Rico y, en general, de los recursos que se van a aprovechar para poder suplir las necesidades de la demanda de energía”, acentuó, en entrevista con El Nuevo Día, al preguntársele sobre el énfasis que hace el borrador del PIR en el biodiésel, un combustible considerado renovable que no se ha utilizado en Puerto Rico para producir energía. De acuerdo con el documento, tan pronto como en 2030 un componente importante de la producción podría estar atado esta fuente.

El PIR, en síntesis, tiene como objetivo identificar las estrategias de menor costo para poder suplir a largo plazo las necesidades energéticas del país, a base de diversos escenarios de consumo. Sin embargo, las enormes inversiones que, según los primeros cuatro escenarios contemplados, serán requeridas auguran unos costos tarifarios que, para 2044 –incluso al ajustarse por inflación–, fluctuarían entre 49 y 55 centavos por kilovatio hora para el cliente, o el doble de lo que se experimenta hoy.

“Todos los costos del sistema eléctrico, y sobre todo la generación –que es la parte más grande–, eventualmente los pagan los clientes. Eso se puede abaratar, como son inversiones de largo plazo, a través de financiamiento, que amortigua de manera muy importante que estos costos pueden tener en las tarifas. En general, estamos sumamente limitados en Puerto Rico en la disponibilidad de financiación en este momento porque la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) sigue en quiebra”, señaló Hurtado.

En los cuatro escenarios de la primera entrega del PIR, las inversiones proyectadas para el sistema oscilan entre los $35,000 y $42,000 millones, lo que duplica las asignaciones federales para la red eléctrica disponibles desde el desastre del huracán María, estimadas entre $17,000 millones y $20,000 millones.

Según Hurtado, la documentación que se entregará entre febrero y mayo entrará más en detalle sobre las inversiones que serán necesarias, pero adelantó que se incluirán mejoras a las redes de distribución para poder acoger mayor generación producida en techos residenciales y comerciales, un señalamiento que han hecho expertos y líderes de la industria solar.

Todos los escenarios divulgados por LUMA, a su vez, contemplan el cese de operaciones de la cogeneradora AES en 2028, el uso de –al menos– 2,200 acres de tierra agrícola para la construcción de fincas de energía renovable y la permanencia de la cogeneradora EcoEléctrica más allá de 2032, cuando vence su contrato de venta de energía a la AEE, si bien se trata de supuestos que podrían cambiar en otras proyecciones.

Para 2044, en tanto, la generación proveniente de combustibles fósiles –que sería exclusivamente producida mediante la quema de gas natural– se mantendría entre el 33% y 38%, proporción similar a la que se derivaría del biodiésel y que se complementaría con la energía solar de fincas y techos, con un componente mínimo de energía eólica (viento). Las plantas de generación mediante diésel o búnker C –ambos derivados del petróleo– se retirarían o convertirían a otros combustibles entre 2031 y 2033.

De otra parte, el plan mantiene confidencial los detalles sobre plantas nuevas de gas natural que podrían construirse entre 2028 y 2032.

Aunque no fue considerada en los primeros cuatro escenarios, la alternativa de interconectar a Puerto Rico y la República Dominicana a través de un cable submarino sí se incluirá en algunos de los modelos restantes, dijo Hurtado.