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Noel Zamot durante su presentación en Boston para la Asociación de Almacenamiento de Energía. (Lourdes Álvarez|Centro de Periodismo Investigativo)
El coordinador de revitalización de infraestructura bajo la ley federal Promesa, Noel Zamot, trató de llegar al corazón de un grupo de inversionistas cuando les pidió que abrieran las carteras y se atrevieran a invertir en el sistema eléctrico de Puerto Rico, que destrozó el huracán María.
“Hay conciudadanos que han estado sufriendo en la Isla en que nací, por meses. Ustedes tienen la experiencia, el capital, la pasión, la dedicación y la capacidad de ayudar y de forjar un futuro diferente”, dijo en Boston a la audiencia de la conferencia anual de la Asociación de Almacenamiento de Energía (ESA, por sus siglas en inglés), la más importante de este sector industrial en Estados Unidos.
Una de las empresas interesadas en aportar baterías a gran escala es Fluence, según lo confirmó su principal ejecutivo, Stephen Coughlin, al Centro de Periodismo Investigativo (CPI). Esa compañía es resultado de la fusión en 2018 del conglomerado alemán Siemens y la carbonera AES, que opera la central responsable del polémico depósito de cenizas tóxicas en el municipio de Peñuelas.
El tema principal del cierre de la convención fue la resiliencia y la transformación del sector energético de Puerto Rico, lo que da una idea del interés de la industria en el país tras el huracán. Zamot salió enérgico al escenario del Hynes Convention Center en Boston, hablando pausado, con un tono que oscilaba entre el filántropo que promueve una causa benéfica y el ejecutivo de Apple que está presentando una nueva versión del iPhone para venderlo como pan caliente.
“Soy la persona del fast track de ustedes. Puedo poner su capital y tecnología a trabajar rápido para el beneficio de una isla y una comunidad que lo necesita desesperadamente”, proclamó Zamot.
Pidió a los ejecutivos propuestas de inversión en almacenamiento de energía, para el sistema eléctrico que surgirá del actual proceso de privatización de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE), según lo contempla el nuevo plan fiscal certificado por la Junta de Control Fiscal (JCF), el ente impuesto por el gobierno de Estados Unidos para que Puerto Rico pague su deuda pública. “Al final de los 18 meses que dura el proceso de privatización, cualquiera que haga negocios en Puerto Rico los va a hacer con una nueva compañía; no va a ser la Autoridad de Energía Eléctrica”, sostuvo Zamot. El modelo que planteó es el de las alianzas público-privadas para gestionar el sistema de transmisión y distribución, la venta de plantas generadoras y el acuerdo de compra de energía con empresas privadas.
El Título V de Promesa, único componente de desarrollo económico bajo esa ley, permite la aprobación exprés de proyectos considerados como críticos por la Junta de Control Fiscal. Zamot les dejó saber a los participantes de la convención que, como parte del proceso de selección de proyectos, ha recibido propuestas por unos $7,000 millones, principalmente para generación de energía. Sólo $689 millones, o el 10%, son para almacenar energía y para que la red eléctrica sea más resistente a fenómenos atmosféricos.
Al inicio de la temporada de huracanes de 2018, el sistema eléctrico de Puerto Rico se encuentra vulnerable. Las autoridades locales y federales se han dedicado a levantar la misma red de transmisión y distribución defectuosa que destruyó María. En la conferencia de Boston, los problemas de la infraestructura de energía se percibieron como una oportunidad para invertir.
“Puerto Rico es lo que está pasando ahora. Puede servir como un estudio de caso de cómo se puede replicar este modelo alrededor del mundo”, dijo al CPI la vicepresidenta de la ESA, Marissa Gillett. “Hemos estado facilitando conversaciones formales e informales entre miembros de nuestra industria y líderes en Puerto Rico”, dijo refiriéndose al coordinador de revitalización, nombrado por la Junta de Control Fiscal. “Es por eso que Noel Zamot está aquí para hablarle a la industria’’.
El gobierno electo no fue invitado
Parte del futuro energético de la isla se estaba definiendo del 18 al 20 de abril en Boston, sin la participación de un solo miembro del gobierno electo por los puertorriqueños, ni de la AEE. “La Autoridad de Energía Eléctrica no recibió invitación formal para participar en la convención del Energy Storage Association”, sostuvo el director de prensa de la AEE, Carlos Monroig. “No tengo información y no recibí invitación a ese evento”, dijo por su parte Omar Marrero, quien dirige la creación de alianzas público-privadas en el gabinete del gobernador Ricardo Rosselló.
Entre los miembros del sector que pertenecen a la ESA se encuentran grandes fabricantes de baterías como NEC y LG Chem, al igual que empresas con intereses en Puerto Rico como la eólica Pattern, la arrendadora de paneles solares residenciales Sunnova, así como Duke Energy y Edison Electric Institute, matriz de ConEdison, que llegaron a la isla como contratistas para reparar parte del sistema eléctrico tras el huracán. También está la New York Power Authority, corporación pública que colaboró con el gobierno de Rosselló en la elaboración de un Grupo de Trabajo de Resiliencia Energética de Puerto Rico.
A la presentación de Zamot la precedió una charla de Bruce Walker, secretario adjunto del Departamento de Energía federal que atiende la confiabilidad energética, y quien acaba de desarrollar un plan para la resiliencia del sistema eléctrico de Puerto Rico, en el cual recomienda el almacenamiento de energía para la red eléctrica y para las generadoras con fuentes renovables.
Surgen conflictos de interés en el trío Fluence, AES y Siemens
Uno de los panelistas en la convención fue Coughlin, principal ejecutivo de Fluence, quien habló sobre la modernización de las redes eléctricas y oportunidades en el sector de almacenamiento alrededor del mundo. “En el Caribe hay una penetración creciente de las renovables; de las placas fotovoltaicas en particular. Estos son sitios con mucha generación sucia que se están moviendo a renovables para cambiar eso”, dijo. Sin mencionar a Puerto Rico ni a la AEE, indicó que hay “una utilidad” que ha ordenado que cada nueva empresa solar tenga su propio equipo de almacenamiento de energía para controlar la variabilidad de generación de las renovables, algo que ocurre por ejemplo cuando las nubes se interponen entre el sol y los paneles solares. “¿Qué están haciendo los desarrolladores de la energía solar? Están llegando con almacenamiento para resolver el problema”, dijo Coughlin.
La carbonera AES, uno de los socios de Fluence, es el máximo exponente de la generación sucia en Puerto Rico. Con cuatro millones de toneladas cúbicas de dióxido de carbono emitidas al aire en 2016, según la Agencia de Protección Ambiental, la empresa es, en la isla, la principal emisora de gases de invernadero que aceleran el calentamiento global. AES Illumina, que mantiene una finca solar también en Guayama, carece de las baterías que se necesitan para atender los bajones en la generación. De modo que la nueva alianza de Fluence atendería precisamente los retos que enfrenta uno de sus socios en Puerto Rico, AES.
El conglomerado alemán Siemens, uno de los grupos industriales más grandes en Europa, que es también el segundo de los socios de Fluence, ha obtenido sobre $8.6 millones en contratos en los últimos diez años con la AEE, para la construcción y reparación de estructuras, servicios técnicos y consultoría administrativa y ambiental, según documentos de la Oficina del Contralor. Siemens tuvo a cargo la preparación de parte de los documentos técnicos y de análisis más importantes sobre la red eléctrica de Puerto Rico, lo que le ha dado acceso a información estratégica. Por ejemplo, preparó en 2014 un estudio sobre integración de fuentes renovables a la red eléctrica. También hizo en 2015 el Plan Integrado de Recursos (PIR) para la AEE, una especie de ruta para el desarrollo del sistema de energía en Puerto Rico.
La Comisión de Energía, que reglamenta y supervisa la política pública del sector, emitió una resolución en 2016 advirtiendo a la AEE que Siemens, más allá de ser un contratista para preparar el documento, tomó decisiones e hizo sus propias asunciones en el PIR. La Comisión de Energía levantó la advertencia de un aparente conflicto de interés, porque uno de los aspectos claves del PIR era determinar la necesidad y el tipo de equipos que se necesitan para generar energía y Siemens pasó revista sobre unidades de generación que fabrica su propia empresa matriz, Siemens AG.
“La deferencia de la utilidad (AEE) hacia un consultor con potencial de sesgo no es una práctica prudente”, sostiene el documento. “En momentos de una profunda preocupación ciudadana sobre las tarifas y la ejecutoria de la AEE, la percepción de sesgo y favoritismo importan”, dijo la Comisión de Energía.
A pesar de estos señalamientos del ente regulador de la AEE, Siemens fue contratada para hacer el nuevo PIR que ordena el plan fiscal revisado por la JCF, confirmó la oficina de prensa a la AEE.
“Siemens no solo tiene el mismo conflicto de interés. Ahora la cosa se complica con Fluence”, sostuvo la abogada Ruth Santiago, quien es parte interventora en el PIR como representante del Comité de Diálogo Ambiental, organización que hace activismo en contra de los efectos en la naturaleza de las centrales generadoras en el municipio de Salinas y Guayama. “Esto no es un conflicto aparente, sino un conflicto de interés claro. En su propuesta del nuevo plan integrado de recursos, Siemens habla de ‘ciclo combinado’, que ellos mismos venden, de sistemas solares, que vende AES y de almacenamiento, que vende Fluence”.
En una declaración oficial al CPI, Siemens dijo que tiene un compromiso con “proveer servicios que son objetivos e independientes del interés que tenga cualquier otro negocio de Siemens”.
La empresa no ha estado exenta de señalamientos de corrupción. Uno de los ejecutivos de Siemens Business Services GmbH & Co, que pertenece a Siemens AG, se declaró culpable en marzo de 2018 de conspirar para pagar decenas de millones de dólares en sobornos a miembros del gobierno de Argentina. El objetivo de Siemens era asegurar un contrato de mil millones de dólares para fabricar documentos de identidad nacional, según el Departamento de Justicia federal.
La AEE sostiene que la contratación de Siemens no constituye un conflicto de interés. “Y, a diferencia del Plan Integrado de Recursos (IRP) aprobado en 2015, la estrategia está esbozada en no recomendar productos específicos de esta marca. Las recomendaciones tienen que ser de productos o servicios que estén disponibles en el mercado mediante diferentes proveedores”, sostuvo Carlos Monroig, portavoz de la corporación pública.
La AEE se negó a entregar al CPI una copia del contrato de Siemens, un documento público, alegando que no podía hacerlo porque aún no lo ha radicado ante la Oficina del Contralor. Pero la ley del Registro de Contratos no dice que el documento tiene que entregarse primero a esta entidad. Lisandra Rivera, directora de prensa y comunicaciones de la Oficina del Contralor, confirmó que la AEE puede entregar el documento al CPI. A pesar de conocer esto, la AEE se negó.
En su presentación Powerpoint durante la convención, Coughlin mostró una diapositiva que informaba sobre un proyecto de almacenamiento de 15 megavatios por 30 minutos en una “Isla del Caribe”, sin especificar cuál era esta. Aparecía una foto del castillo San Felipe del Morro del Viejo San Juan. “Ese proyecto no es necesariamente en Puerto Rico. Es ejemplo de algunas cosas en las que estamos trabajando y este no ha sido contratado y no puedo hablar al respecto”, dijo el representante de Fluence al CPI.
¿Pero están intentando hacer negocios con Puerto Rico?, preguntó el CPI. “Definitivamente”, confirmó Coughlin. ¿Está en conversación directamente con la AEE o con la Junta de Control Fiscal? “Con los dos”, aseguró.
“El almacenamiento de energía es parte de la ecuación, no es la solución total del problema en Puerto Rico, que necesita una combinación de generación nueva y de la que ya existe en la Isla, además de almacenamiento para dar confiabilidad y resiliencia. Es un acercamiento de todas las anteriores. Necesitamos los recursos tradicionales de generación y AES tiene unas instalaciones importantes allá. Creo que mientras se reconstruye el sistema, más energía solar y almacenamiento es a donde la mayoría de la inversión irá de aquí en adelante”, dijo Coughlin.
Pero Monroig, el portavoz de la AEE, negó al CPI que Fluence haya estado en conversaciones con esta corporación pública para un proyecto de almacenamiento de energía. “La AEE no tiene información sobre este particular”, dijo.
Contratos de generación privada se vuelven obsoletos
Después de la presentación de Zamot, durante la sesión de preguntas, desde el público le preguntaron qué debía y no debía hacerse a la hora de proponer un proyecto crítico en Puerto Rico. Zamot respondió que buscaba propuestas a prueba de los cambios, desde el punto de vista tecnológico y financiero. “Que la tecnología sea viable a largo plazo. Hemos estado analizando contratos que tienen seis años, y como ha bajado el costo de la tecnología, estos proyectos van a estar fuera del precio del mercado”, añadió Zamot, en referencia a los altos costos de la energía que venden los proyectos renovables que firmó la AEE bajo la administración del exgobernador Luis Fortuño. Después de que la administración estableciera 60 acuerdos de compra de energía de fuentes renovables con empresas privadas, sólo 11 proyectos se construyeron y el resto entró en negociaciones con la AEE y disputas legales, según una investigación del CPI.
La corporación pública consideró, durante la administración del exgobernador Alejandro García Padilla, que la energía que iban a vender era muy costosa y que el sistema eléctrico no estaba preparado para recibirlos. Uno de los proyectos construidos que ofrece una tarifa más cara es la finca solar AES Ilumina, que cobra unos 20 centavos a la AEE por cada kilovatio hora, incluidos unos 3.5 centavos como pago de créditos de energía renovable que han sido cuestionados. El contrato tiene cláusulas que permiten que el costo de la energía que venden aumente anualmente.
La Asociación de Almacenamiento de Energía quiere convertir las oportunidades del almacenamiento de energía en una práctica como la de guardar agua, combustible o comida. La meta es que sus socios instalen 35 gigawatts en almacenamiento en todo Estados Unidos para el 2025, según la organización. Se trata de una industria que tan solo en 2017 creció un 27%, dijo la ESA. “Es difícil pensar que un sistema de distribución moderno no incluya almacenamiento. Esto es parte de la modernización de la red eléctrica”, sostuvo Judith Judson, comisionada de energía del estado de Massachusetts, quien habló sobre el boom de las baterías en la red eléctrica estatal.
Las baterías son una de varias tecnologías de almacenamiento de energía, y se han vuelto populares para crear sistemas eléctricos resilientes ante desastres naturales. Permiten ingresar energía a la red cuando falla la generación o cuando se cae una parte del sistema de transmisión y distribución. Las baterías también se usan para llevar energía al grid en las horas pico de la demanda, lo que sucede principalmente por la noche, cuando los trabajadores llegan a sus casas a encender enseres eléctricos, haciendo obsoletas las plantas generadoras de combustibles fósiles.
El principal impedimento para la adopción de esta tecnología ha sido su alto costo, pero este ha ido en descenso en los últimos años. El kilovatio por hora de almacenamiento instalado de una batería de litio Tesla PowerWall costaba unos $950 en abril de 2015, mientras que en 2016 la PoweWall2 costaba unos $580, observa el Electric Power Research Institute, una organización con sede en California, que hace investigación y desarrollo de los sistemas energéticos.
Proyectos por vía rápida sin una red resistente a huracanes
Antes de la presentación de Zamot, el 16 de abril, la Comisión de Energía declaró elegibles como proyectos críticos tres propuestas de generación de electricidad. El 18 de junio, la entidad dio el visto bueno a otras tres. Todas son para construir fincas fotovoltaicas a gran escala, parte de los polémicos proyectos de la administración de Fortuño que no habían prosperado. Ahora pasan a evaluación por vía rápida bajo la ley Promesa.
Las propuestas de las fincas solares Blue Beetle, para generar 20 megavatios en Arecibo, fue una de las aprobadas. Se trata de la misma empresa que demandó en febrero de 2018 a la AEE por $110 millones de dólares, alegando que el contrato que habían firmado para generar 20 megavatios estaba inducido por intención “fraudulenta” y “mala fe”, y que sus inversionistas habían recibido daños. Este recibió el visto bueno de la Comisión de Energía como proyecto crítico por tener un contrato vigente con la AEE y por estar contemplado en el plan integrado de recursos modificado en 2016, según una carta que envió a Zamot el expresidente interino de la comisión, José Román.
Vega Serena Solar Plant planifica generar otros 20 megavatios en Vega Baja. Cumple con los criterios de contar con un contrato vigente y está en el plan integrado de recursos, según la Comisión de Energía. M Solar, por su parte, propone generar 50 megavatios también en Vega Baja. La comisión determinó que, aunque no se encuentra entre los proyectos considerados en el actual plan integrado de recursos, no está en contradicción con este y contribuye a que la AEE cumpla con la meta de generar un 20% de toda la energía con fuentes renovables para 2035, según lo ordena la Ley 82 de 2010.
¿Por qué ahora son buenos los proyectos que antes eran malos?, preguntó el CPI a Román. “Lo que significa esta aprobación es que se acortan los procesos de permisología, que es lo que corresponde a un proyecto crítico, pero eso no es una garantía de que se construyan”, aseguró Román. “Otra cosa es que nosotros como reguladores prudentes le dijimos a la Autoridad de Energía Eléctrica que tenían que renegociar contratos para bajar el precio de la energía, que es algo que están haciendo ahora. Una cosa no conflige con la otra”. El visto bueno de la Comisión de Energía está sujeta a que los proyectos no hagan modificaciones considerables de infraestructura propuesta ni aumenten los costos de la electricidad que venderán a la AEE, según las cartas enviadas a la Junta de Control Fiscal.
Sólo una de las tres primeras propuestas aprobadas por la Comisión de Energía, la de Blue Beetle, considera instalar baterías, para poder continuar funcionando de forma estable e independiente tras un desastre, con la posibilidad de llevar electricidad a hospitales o refugios por medio de microredes. El CPI le preguntó a Román por qué se aprobaron los otros dos proyectos sin que tuvieran esos equipos importantes para la resiliencia, tomando en cuenta la experiencia de las generadoras que dejaron de suministrar electricidad por estar conectadas a la misma red de transmisión y distribución centralizada de la AEE que destruyó el huracán.
“Cada proyecto es individual pero hay una planificación macro, en la que se va a diseñar un sistema resiliente en el nuevo plan integrado de recursos”, aseguró Román. “Y ahora contamos con un nuevo reglamento de microredes final y firme, que va a determinar cómo se pueden establecer estos proyectos”.
No todas las propuestas pasaron el cedazo de la comisión. Esta declaró inelegible una planta solar en el municipio de Cabo Rojo que no tenía un contrato vigente con la AEE, lo que es una condición para que sea aprobado, y además no fue considerado en el PIR de 2016.
La Comisión de Energía rechazó una propuesta de tres turbinas para una central hidroeléctrica en la represa Carraízo, en Trujillo Alto, ideada para que la Autoridad de Acueductos y Alcantarillados (AAA) consuma la energía que produzca para sus instalaciones. Esta propuesta ofrece información contradictoria respecto a los costos de la electricidad que venderá, y es incierto que la AAA pueda consumir la totalidad de la energía y que, si hay un exceso de generación, que la AEE pueda comprarla, según la Comisión de Energía.
El Título V de Promesa indica que, en caso de que los proyectos críticos se vayan a conectar a la red de transmisión y distribución de la AEE, necesitan la aprobación de la comisión. El ingeniero Román explicó al CPI que su reparo se fundamenta en las disposiciones de la Sección 503 de Promesa, que indican que debe considerar si el proyecto se ajusta o no al Plan Integrado de Recursos.
“El rechazo de la Comisión de Energía hace que el proyecto se escrache, y debemos esperar que Zamot los deniegue, porque los proyectos críticos no se pueden hacer sin la aprobación de una de las partes’’, explicó el abogado Rolando Emmanuelli, coautor de un libro sobre Promesa. El proponente de cada proyecto rechazado, no obstante, tiene 30 días para presentar una reclamación ante el foro federal, según la sección 506 (a) de la ley federal.
Ahora la Junta de Control Fiscal está evaluando los proyectos Ciro One en Salinas, Guayama Solar Energy en Guayama, Montalva Solar en Guánica, Solar Project San Juan en la capital, Morovis Solar para el mismo pueblo de la montaña y Vega Baja Solar Project en Naguabo. La nueva administración de la Comisión de Energía, que desde el 11 de junio de este año preside Edison Avilés, nombrado por Rosselló, dio el visto bueno a los proyectos de Naguabo, Morovis y Guayama. Todos tienen sistemas de almacenamiento, contratos vigentes con la AEE y se encuentran considerados en el PIR.
Otro proyecto propuesto ante Zamot es la instalación de 18 turbinas generadoras con gas natural y petróleo en siete centrales de la AEE, para dar estabilidad al sistema eléctrico en las horas pico y apoyar las variabilidades de generación de las fincas solares y eólicas, precisamente una de las funciones que buscan llenar las baterías.
“Al almacenamiento lo están llamando el santo grial del sistema eléctrico”, dijo Walker, representante del Departamento de Energía federal, durante su presentación en la conferencia.
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