Zory Pérez salió a la calle a buscar a sus padres después del huracán María, y vio que las aspas de los molinos de viento levantados sobre los llanos agrícolas del pueblo de Santa Isabel estaban detenidas. A pesar de haber sobrevivido ráfagas de 155 millas por hora, los aparatos lucían como moles inservibles, símbolos de la falta de adaptación del sistema eléctrico de Puerto Rico ante el cambio climático.

Las horas corrían contra la salud de su madre, quien necesitaba encender la nevera para refrigerar la insulina con la que trata la diabetes. “Todo el mundo en el pueblo preguntaba lo mismo”, contó Pérez, “‘¿Por qué no prenden los molinos? ¿Por qué no prenden los molinos?’”. Diez días después del fenómeno atmosférico, todavía sin electricidad, sus padres tuvieron que abandonar el País.

Al oeste de la Isla, el pueblo de Mayagüez tenía electricidad en el casco urbano y contaba con dos hospitales totalmente energizados, a sólo cuatro días del huracán. En la marquesina del teatro que se ubica a pasos de la plaza, un mensaje daba testimonio de la situación: “Mayagüez de pie y firme, Puerto Rico se levanta”.

Foto por @paomaria33 | Tomada de Facebook/OrgulloPUR

El municipio es el único en el País que cuenta con una minired eléctrica permanente que permite operar con autonomía durante eventos extremos. Una planta generadora con gas, situada en la zona portuaria, envía la electricidad por líneas soterradas hasta el casco urbano. Desde esa red de transmisión salen cables conectados a postes que distribuyen energía a casas, comercios y áreas públicas. Por generar la energía cerca de los puntos de consumo, las líneas de distribución de esta red se reparan más rápido en caso de que un evento extremo las dañe, mientras que las líneas de transmisión soterradas son más difíciles de destruir por los vientos, lo que hace este tipo de sistema idóneo para un escenario de cambio climático, con huracanes más frecuentes e intensos.

Foto por Jimmy Crespo | Centro de Periodismo Investigativo

A petición del alcalde de Mayagüez, José Guillermo Rodríguez, el sistema fue diseñado con la colaboración de la administración municipal, la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) y el gobierno central hace 20 años, después de que el huracán Georges dejara el pueblo a oscuras. En aquel momento no se hablaba de pequeñas redes ni de resiliencia, pero la necesidad les indicó el modelo. Y, cuando llegó María, les funcionó.

Una minired permite generar, transmitir y distribuir electricidad cerca del punto de consumo, en zonas urbanas y pueblos. Mientras que las microredes siguen un modelo en una escala aún más pequeña, por ejemplo, conectando una casa con otra. Estos sistemas, así como la instalación de centros para almacenar energía, habían sido hasta entonces meras propuestas de los expertos que hablaban de mejorar el sistema eléctrico para evitar desastres en el futuro. Hasta que las premoniciones de lo que podía pasar se concretaron tras el huracán en el segundo apagón más grande de la historia del mundo, según lo documentó en 2018 la firma de investigación económica Rhodium Group.

Estas medidas de resiliencia, las pequeñas redes y el almacenamiento de energía con baterías, las contempló el plan fiscal de la AEE sometido por el gobernador Ricardo Rosselló a la Junta de Control Fiscal, nombrada por el Congreso de EEUU para que el Estado Libre Asociado pague su deuda. Ese plan fue enmendado en abril de 2018 por la Junta e impuesto a esa agencia, y mantuvo esas medidas.

Lo mismo propone el Grupo de Trabajo de Resiliencia Energética de Puerto Rico, formado por el gobierno federal, el local y el del estado de Nueva York, junto con organizaciones privadas como Con Edison, que fue contratada para dar apoyo en la restauración del sistema eléctrico. Crearon un plan para levantar un sistema que pueda sobrevivir huracanes de las categorías 4 y 5, las más extremas. Todas estas entidades afirman que las baterías y las pequeñas redes eléctricas pequeñas son el mejor camino.

Las empresas Tesla, del inventor Elon Musk, la alemana Sonnen, y la empresa Fluence (AES- Siemens), están en competencia por el mercado de almacenamiento de energía en Puerto Rico. Las primeras dos han mostrado interés de participar en una convocatoria para instalar baterías que den apoyo a un proyecto de desarrollo económico en las instalaciones de la antigua base naval de Roosevelt Roads en el municipio de Ceiba, confirmó la Oficina Estatal de Política Pública Energética (OEPPE). Fluence está en conversaciones con la Junta de Control Fiscal y con la AEE para ofrecerle un sistema de almacenamiento a nivel industrial, confirmó la empresa al Centro de Periodismo Investigativo (CPI). El desarrollo de infraestructura de almacenamiento de energía podría representar un mercado con inversiones de más de $250 millones en cinco años, según proyecta el plan fiscal.

El país aún está lejos de moverse a un modelo resiliente. El gobernador ha dicho que, ante la lentitud de los fondos prometidos por el gobierno federal para la reconstrucción, las labores de la AEE y del Cuerpo de Ingenieros se limitan a levantar el mismo sistema eléctrico que había destruido el huracán. “En ausencia de fondos federales sustanciales para los esfuerzos de reconstrucción, las recomendaciones del Grupo de Trabajo de Resiliencia Energética de Puerto Rico no podrán ser implementadas”, alegó Rosselló en el plan que sometió a la Junta. A eso hay que añadir que el gobernador y el Departamento de Energía de EEUU parecen enfrentados respecto a quién tiene la encomienda de diseñar un nuevo sistema eléctrico. Mientras que Rosselló dice que su propuesta está contenida en el proyecto de ley para privatizar la AEE, la agencia de energía federal se encuentra creando un nuevo prototipo: un modelo que se va a ensayar en Puerto Rico con miras a ser replicado en EEUU, Canadá y México, según explicó Bruce J. Walker, representante del Departamento de Energía federal, en una convención del sector de baterías y almacenamiento que se llevó a cabo del 18 al 20 de abril en Boston.

Foto por Lourdes Álvarez | Centro de Periodismo Investigativo

A pesar de que Rosselló también enarbola su proyecto de ley de la privatización de la AEE como una posible salida al problema, este por sí solo no lo resuelve, porque no atiende la necesidad de microredes y generación distribuida (con paneles solares en casas y comunidades, por ejemplo), deficiencia que señala un informe de The Institute for Energy Economics and Financial Analysis. Tampoco contempla los sistemas de almacenamiento. Algunos de estos planteamientos los vienen haciendo desde hace diez años los expertos del Instituto Nacional de Energía y Sustentabilidad Isleña de la Universidad de Puerto Rico (INESI).

En el barrio Don Alonso del municipio de Utuado, uno de los llamados “bolsillos” sin luz, el CPI pudo observar brigadas de la AEE que ponían, no curitas al sistema eléctrico, sino curitas usadas. Una brigada, adentrada en la espesura entre dos montes, llevaba un cable de un lado a otro, halándolo con una soga, un trabajo que antaño hacían helicópteros. Sin materiales, los trabajadores recogían cables viejos que había tirado el huracán, tratando de resolver el problema a los clientes que están sin luz a casi siete meses del fenómeno atmosférico

El 12 de abril de 2018, cuando un árbol cayó sobre la línea de transmisión que corre desde la central Costa Sur, en Peñuelas, hasta Aguas Buenas y Bayamón, casi un millón de abonados se quedaron sin electricidad, como una advertencia de lo que puede volver a ocurrir. Un suceso similar ocurrió el 18 de de abril, cuando una empresa estadounidense contratada para reparar el sistema eléctrico tumbó con una excavadora la línea que conecta la generadora de AES en Guayama con la Central Aguirre en Salinas, provocando un apagón general. La próxima temporada de huracanes comienza en verano. El sistema eléctrico sigue siendo vulnerable.

Carros listos para arrancar, pero sin carretera

Cuando los residentes del Santa Isabel pedían que se prendieran los molinos, el alcalde se reunió con directivos de la AEE, el día después del huracán, para que buscara la manera de que llevaran energía al pueblo. Después de todo, la finca eólica tiene la capacidad de energizar sobre 28,000 residencias y estaba allí, a pasos de muchas casas. Los representantes de la corporación pública le dijeron que no, que el sistema no estaba preparado, asegura Alberto Toro, comisionado de seguridad municipal.

Las instalaciones privadas de generación con renovables tardaron en entrar en acción, porque la AEE las mantenía en periodos de prueba y no les autorizaba a conectarse a la red, explicó al CPI Francisco Rullán, director ejecutivo de la OEPPE. En parte, el problema se debía a la falta de sistemas de almacenamiento de energía que necesitan las renovables para dar estabilidad a la generación.

A falta de energía directa de los molinos hacia Santa Isabel, el pueblo se tuvo que conformar con esperar para que le llegara la luz, cuando estuviera reparado el sistema, desde Costa Sur en Guayanilla, en un tramo de unas 30 millas de cables. Santa Isabel tuvo que esperar unas tres semanas para comenzar a ver luces en el casco urbano, y hasta noviembre de 2017 para alcanzar un 90% de hogares con energía, mientras que un 10% de clientes quedó sin electricidad en los bolsillos, según Toro.

La falta de resiliencia en Puerto Rico se debe en gran parte en la manera en que la AEE conceptuó su red eléctrica. Las principales generadoras como la de Costa Sur en Guayanilla, la Central Aguirre en Salinas, y la planta carbonera de AES en Guayama, se encuentran en el sur, lejos del área metropolitana, donde se consume el 70% de la electricidad. Tienen que llevar energía del sur al norte del País, pasando por la zona montañosa. Nueve de los 11 proyectos de sol, viento y gas de vertedero firmados bajo la administración del exgobernador Luis Fortuño con la promesa de mejorar el sistema eléctrico también se construyeron principalmente en el sur y el este del país. Las generadoras de combustibles fósiles (petróleo, carbón y gas natural), así como las renovables fueron diseñados para conectarse al mismo sistema de transmisión y distribución centralizado de la corporación pública que destruyeron las ráfagas. Están amarradas a un intrincado nido de sobre 33,000 millas de cables, según la AEE. Si se pusieran uno al lado del otro, podrían darle una vuelta y media al Planeta.

Foto tomada de Geoambiente.

Con excepción de la finca solar en Humacao y el parque eólico en Naguabo, destruidos por el huracán, todos los proyectos de generación renovables sobrevivieron las ráfagas pero dejaron de entregar electricidad a la red, explicó Lionel Orama, coordinador de INESI. “Es como si tuvieras muchos carros listos para arrancar, acelerando, gastando energía, pero no tienen ninguna carretera para donde ir”.

Foto tomada de Geoambiente.

Es verdad que en Puerto Rico se certificaron vientos de sobre 200 millas por hora durante el huracán, para lo que no estaban preparados los postes y las líneas. Los postes, además, estaban sobrecargados con cables que no tienen que ver con el sistema de transmisión y distribución de electricidad, como las líneas de cable tv y telefonía. También es cierto que si las generadoras privadas se hubieran organizado en microredes, habrían podido contribuir a evitar muertes, socorrer a los damnificados y tratar de empezar a buscar la normalidad en medio del desastre, dijo al CPI Daniel Aldrich, director de la Maestría en Seguridad y Resiliencia de Northeastern University, en Boston.

“Las redes pequeñas son infraestructura que funciona como una herramienta para salvar vidas. También dan confianza a la gente, les hace sentirse más segura durante una emergencia”, añadió Aldrich.

“La resiliencia no te la da una sola compañía ni una tecnología. Te la da el conocimiento que tienen los ingenieros locales para hacer los cambios y las reparaciones, combinado con la tecnología de las compañías que lleguen y con las inversiones que hagan las empresas y los bancos para construir los proyectos. La combinación y la interacción de todos los factores ayudan a la resiliencia”, sostuvo.

De eso dan testimonio comerciantes de Mayagüez. En los primeros días en que no había luz en el casco urbano, la panadería Ricomini estaba ante una marejada de gente que llegaba desesperada a comprar cualquier alimento disponible. Era uno de los pocos negocios abiertos tras el huracán. “Las órdenes y las cuentas las hacíamos a mano porque las computadoras se apagaban. Como había tanta gente, hacía mucho calor, porque la planta eléctrica no era suficiente para prender el aire acondicionado. Con tanta persona junta el trabajo era difícil”, cuenta Sylkia Carrero, empleada de la panadería. Recibir electricidad de la AEE en el cuarto día después de María significó desocuparse de la necesidad de conseguir diésel para enfocarse en otros asuntos provocados por la emergencia, y evitar gastos prolongados en combustible, lo que pudo haber puesto en jaque la viabilidad económica del negocio. “Si nos hubiera pasado como en otros sitios de Puerto Rico, que todavía están sin luz, a lo mejor hubiéramos tenido que cerrar. Pero estamos aquí dando candela, seguimos como uno de los negocios más fuertes en el pueblo”, comentó por su parte Luis Torres, del restaurante Siglo XX, cerca de la plaza.

Desde la central eléctrica de gas en Mayagüez, la misma que energiza la minired, una línea de transmisión de 38 kilovatios salió hacia una subestación en el mismo pueblo, desde donde se conectó un cable que lleva energía a la central Costa Sur, que necesita energía para arrancar. “Desde Mayagüez comenzó la recuperación del sistema después de huracán”, celebró Orama, enfatizando cómo las pequeñas redes eléctricas se pueden usar al mismo tiempo para interconectarse con otros sistemas y darse apoyo unos a otros.

La empresa eólica Pattern Energy estuvo desconectada de la red hasta el 30 de noviembre de 2017, y comenzó a despachar energía el 14 de febrero de 2018, casi cinco meses después del huracán, cuando recibieron el visto bueno de la AEE, confirmó Rubén Rivera, quien administra las instalaciones de la compañía.

¿Por qué este proyecto se implantó en la misma red centralizada? ¿No debió haberse instalado para que resistiera un huracán? “Estoy completamente de acuerdo”, dijo. “Como estaba el sistema de transmisión de la Autoridad de Energía Eléctrica anteriormente, no te permitía hacer el tipo de diseño. Nosotros entregamos energía por la red de transmisión de 115 kilovatios, que es como la Autoridad diseñó el sistema, pero para conectar con una línea de 38 kilovatios o una menor, para que funcionen como una isla, en espacios más localizados como Santa Isabel y Coamo, habría que instalar un equipo adicional, pero es posible”, dijo Rivera. Sostuvo que la AEE aún no le ha propuesto comenzar un plan para conectar el proyecto a una red más pequeña, ni le ha hecho acercamientos respecto a un sistema de baterías que le permita operar con solidez o servirse de una empresa adicional que dé el servicio de almacenamiento de energía.

Tesla, Sonnen y Fluence buscan expandir su territorio

Cuando el inventor y empresario sudafricano Elon Musk coqueteó por Twitter con Rosselló, al ofrecer su empresa Tesla para ayudar a Puerto Rico tras el huracán, entraba en la escena energética de la Isla ante la falta de sistemas de almacenamiento de energía. Su empresa no sólo ofrece las famosas baterías Powerwall que se usan a nivel residencial y comercial, sino equipos de almacenamiento a escala industrial, al estilo de los que ya implantó en diciembre pasado en la localidad australiana de Jamestown, con la capacidad de energizar sobre 30,000 casas durante una hora en caso de un apagón general. Tesla le escribió una carta a la Comisión de Energía haciendo sus recomendaciones para la resiliencia del sistema energético, como parte de la petición de comentarios de la entidad reguladora de energía para echar a correr las microredes.

Foto por Cristina Martínez | Centro de Periodismo Investigativo

La empresa alemana Sonnen, que vende baterías para residencias y negocios, como las que donó a una lavandería con paneles solares en La Perla y a un proyecto fotovoltaico comunitario en el barrio Mariana en Humacao, propone interconectar regionalmente ese tipo de sistema de almacenamiento para convertirlo en una especie de batería grande que dé servicios a la AEE, sostuvo Adam Gentner, director de desarrollo de negocios para América Latina de la compañía.

Hay una relación directa entre baterías, fuentes renovables y microredes, aunque ninguna depende de la otra para implantarse. Todos las plantas generadoras con sol y viento presentan un problema a la hora de reconfigurarlas en redes más pequeñas e independientes. Ninguna de las que hay instaladas en Puerto Rico cuenta con sistemas de almacenamiento que permitan funcionar con autonomía, confirmó al CPI la OEPPE. Las baterías son importantes para instalaciones solares, por ejemplo, porque pueden despachar electricidad por la noche, cuando las placas fotovoltaicas no reciben energía del sol. También estabilizan el sistema cuando las nubes se posan sobre los paneles solares durante el día, o cuando disminuyen los vientos que necesitan las fincas eólicas. Los equipos de almacenamiento ayudan a dar carga a la red en momentos en que aumenta la demanda en horas pico, como sucede después de las cinco de la tarde, cuando la mayoría de las personas empiezan llegan a sus hogares después de trabajar y encienden televisores, estufas eléctricas y aires acondicionados.

Los contratos que firmaron once compañías de energía renovable durante la administración de Fortuño no les exigían baterías para cumplir con ese propósito.

Con excepción de los proyectos de Pattern, AES Ilumina en Guayama y Punta Lima en Naguabo, por ser los primeros contratados, a los proyectos renovables sólo se les exigió un sistema de almacenamiento mínimo para que los bajones en la generación no sean súbitos y dé tiempo a la AEE a que ponga a funcionar las plantas de ciclo combinado a modo de auxilio, confirmó la OEPPE.

“Ahí es que yo someto, antes de María, la idea de los bancos de batería regionalizados en una propuesta con la Autoridad para las Alianzas Público-Privadas. Estamos esperando porque ellos le den paso”, explicó Rullán. “Serían proyectos separados de los proyectos de Fortuño. Ahora mismo ellos tienen una deficiencia que tienen que buscar resolverse ellos. No los puedo obligar a que monten el sistema porque el contrato fue previo al cambio de política pública. Por eso estoy proponiendo que se instalen bancos de baterías regionales, haciendo negociaciones nuevas”.

El futuro de la red ante la deuda y la falta de un plan económico

La AEE, corporación pública que mantiene el dominio sobre todo el sistema eléctrico de Puerto Rico, con excepción de los equipos desconectados totalmente de la red, carece de dinero para invertir en infraestructura crítica. Debe sobre $9 mil millones de dólares a sus bonistas y se encuentra en un proceso de bancarrota por medio del título III de la Ley para la Supervisión, Administración y Estabilidad Económica de Puerto Rico, conocida como “PROMESA”. Fue creada por el gobierno de EEUU para que la Isla y sus corporaciones públicas paguen la deuda. Antes de que se fuera a la quiebra, la corporación pública había enfrentado despidos, recortes y disminución en los inventarios de equipos, lo que limitó su capacidad de respuesta ante el huracán. Así las cosas, la corporación pública fue juguete del desastre ambiental más importante en casi cien años.

Microredes, renovables, baterías, resiliencia…. son conceptos y herramientas que el ingeniero eléctrico Lionel Orama, uno de los coordinadores de INESI, considera que pueden no llegar a resolver las necesidades energéticas del país si no se considera antes una política pública energética.

“La solución no tiene que ver con tecnología. Necesitamos saber para qué queremos nuestro sistema energético, para qué modelo económico y en qué lugares se va a desarrollar. ¿Vamos a consumir mucho o poco con ese modelo? Cuando tengamos esa respuesta, entonces podremos comenzar a combinar tecnologías para lograr el sistema que queremos. Hay que ponerse de acuerdo con la visión energética para decidir cómo llegar ahí”.

El proyecto del gobernador Ricardo Rosselló trata sobre privatizar la generación de energía y hacer una alianza público privada para la infraestructura de transmisión y distribución, sin atender las preguntas de las que habla Orama. “Se habla de la privatización como la teoría de que se van a abrir mercados, pero tenemos proyectos privados que no son resilientes”.

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