Según el análisis, el impacto positivo del programa –bajo cuestionamiento de la Junta de Supervisión Fiscal– justifica fácilmente los costos del crédito a los prosumidores
Según el análisis, el impacto positivo del programa –bajo cuestionamiento de la Junta de Supervisión Fiscal– justifica fácilmente los costos del crédito a los prosumidores
En medio de los cuestionamientos de la Junta de Supervisión Fiscal (JSF) al modelo de compensación del programa de medición neta –al que pertenecen los clientes de la red eléctrica que producen su propia energía y exportan el exceso–, la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento (SESA, en inglés) divulgó este martes un estudio que concluye que, por cada kilovatio hora (kWh) que generan los denominados "prosumidores", se derivan beneficios valorados en poco más de $1, superando ampliamente el crédito que reciben los participantes por aportar capacidad al sistema eléctrico.
El análisis, comisionado por la organización que agrupa a las compañías de energía solar en Puerto Rico a la firma Gabel Associates, segrega el impacto de la generación distribuida en "beneficios directos" –en referencia a la red eléctrica y todos sus clientes– y los "beneficios sociales", donde se incluyen las repercusiones en materia ambiental y sobre los niveles de actividad económica en el país.
"La continuación de la política de medición neta de Puerto Rico no haría que los clientes (fuera del programa) subsidiaran a los clientes de energía solar en el sitio. Muy al contrario, esta política crea mayores beneficios financieros que costos para todos los clientes al proporcionar un menor costo de suministro de energía, resiliencia de la red y otros beneficios", subraya, como parte de las conclusiones, la firma con sede en Nueva Jersey.
El estudio tomó como base comparativa el monto de aproximadamente 24.12 centavos que, en promedio, le cuesta a la utilidad pública –ahora administrada por LUMA Energy– el crédito por cada kWh que un cliente de medición neta deja de consumir o exporta a la red gracias a los sistemas propios de generación eléctrica. Los beneficios directos para la red y sus clientes, sin embargo, ascienden a 32.90 centavos en función de varios elementos.
El principal ahorro, señala Gables Associates, consiste en el costo de la energía que, como consecuencia de la generación distribuida, ya no se tiene que producir en las plantas de la Autoridad de Energía Eléctrica, un componente cuyo beneficio el análisis cifra en 27.25 centavos por kWh. Otros 5.65 centavos de beneficios directos se distribuyen en ahorros relacionados con la capacidad de la infraestructura de generación (0.60 centavos), el mantenimiento de las líneas de transmisión y distribución (3.24) y el impacto económico de la reducción de apagones (1.81).
"Debe reconocerse que la naturaleza intermitente de la generación solar debe ser y ha sido considerada en la valoración de este beneficio", puntualizó el estudio.
Pese a que el impacto sobre la red, por sí solo, justificaría los parámetros existentes del programa de medición neta –al superar el costo de los créditos–, la investigación afirma que el mayor efecto económico se produce en los beneficios secundarios o "sociales" y, particularmente, sobre la reducción de los contaminantes.
A base de valores estimados por la Agencia federal de Protección Ambiental para una serie de gases de efecto invernadero y otros contaminantes que generan las plantas de producción termoeléctrica, el documento asigna un beneficio de 54.46 centavos por kWh relacionado con la reducción de las emisiones. Al combinarse con los 15.76 centavos que atribuye al movimiento económico que producen los empleos vinculados a la industria solar, el valor "social" de la medición neta se calcula en 70.23 centavos, que se sumarían a los 32.90 centavos por kWh en impacto "directo".
Al atribuir un valor global a la medición neta de 103.13 centavos por kWh, Gables Associates –firma con 30 años de experiencia como consultor en el mercado eléctrico– reconoció que ciertas variables tuvieron que calcularse a partir de información obtenida de otras jurisdicciones de Estados Unidos o del Plan Integrado de Recursos del sistema eléctrico de 2020 –como ocurrió con los costos de operación de la flota generatriz– debido a la ausencia de datos actualizados para Puerto Rico.
En la isla, a diciembre de 2023, había más de 110,000 sistemas de generación distribuida interconectados a la red y participando del programa de medición neta, con una capacidad de 765 megavatios –equivalente a 765,000 kilovatios– en las horas pico de irradiación solar.
El director de Política Pública de la SESA, Javier Rúa Jovet, había adelantado a El Nuevo Día, en pasados días, algunas de las conclusiones del análisis comisionado, en el marco de la comunicación que la JSF realizó para que el gobierno paralice la implementación de la Ley 10 de 2024, que busca extender, al menos, hasta 2030 el incentivo vigente bajo el programa de medición neta.
Aunque los participantes activos del programa de medición neta tienen garantizada la compensación actual –a un precio que iguala la energía exportada y la consumida– por 20 años desde el momento en que interconectaron sus sistemas de generación, prosumidores futuros podrían estar sujetos a una tarifa distinta si el Negociado de Energía de Puerto Rico, como pretende la JSF, lleva a cabo un estudio que recomiende cambios al modelo.
Según la carta que la JSF envió al gobierno la semana pasada, el incentivo existente podría estar provocando que los clientes sin acceso a la medición neta estén asumiendo una carga "desproporcionada" del peso tarifario dirigido al mantenimiento de la red.
"Hay un beneficio fiscal neto que los prosumidores, al autofinanciar su sistema, están creándole a la red", replicó Rúa Jovet.