La AEE financiaría con fondos federales el desarrollo de proyectos de energía renovable, como parques de placas solares. (GFR Media) (semisquare-x3)
La AEE financiaría con fondos federales el desarrollo de proyectos de energía renovable, como parques de placas solares. (GFR Media)

El éxito o fracaso de la transformación de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) depende de la ejecución, el año entrante, de un conjunto de iniciativas, entre las que destacan seleccionar la compañía que asumirá la operación diaria de la corporación pública y dotar la red de los equipos necesarios para la integración de fuentes renovables.

“El 2019 es el año más importante en la transformación de la Autoridad”, resumió su director ejecutivo, José Ortiz.

Según el funcionario, los proyectos a implantarse el próximo año redundarían en una baja en el costo energético, de 22.7 a 16.3 centavos por kilovatio-hora. Todos se regirán por el modelo de alianzas público-privadas.

El primero de esos proyectos es la conversión, de petróleo a gas natural o un “combustible alternativo”, de la central San Juan, en Puerto Nuevo. Actualmente, dos compañías, NFEnergía y Puma Energy Caribe, se disputan el contrato, que debe adjudicarse el 23 de noviembre.

La conversión de la central San Juan debe estar lista y en operaciones para marzo de 2019, según el itinerario del proceso de solicitud de propuestas (RFP, en inglés).

“En términos de generación, algo bien importante que va a ocurrir es capacitar la red con baterías y unidades de respuesta rápida (‘picking units’), que permitirán traer energía renovable. La energía renovable es buena porque es limpia, pero es inestable y variable. No es confiable a menos que tengas un sistema de resguardo, y eso es lo que estaremos haciendo”, explicó Ortiz.

El 17 de octubre, el gobierno emitió un RFP para el proyecto de baterías (almacenamiento de energía), luego que cuatro consorcios fueran preseleccionados: AES Puerto Rico, LP and Fluence Energy, PowerSecure y Tesla.

Las baterías se ubicarán en “subestaciones críticas” de la AEE en Humacao, Carolina y Bayamón. “Pero estamos abiertos a mirar otras opciones dentro del proceso de propuestas”, indicó Ortiz. La capacidad de las baterías será de 120 megavatios, como mínimo.

“El contrato se va a seleccionar pronto y las baterías deben estar instaladas para el primer trimestre de 2019. Esto va a sentar las bases para lo que es energía distribuida, que es lo que se busca, y técnicamente esto va a permitirlo. No es poner un parque solar por ponerlo, porque hay variaciones bien grandes en el sistema eléctrico”, dijo Ortiz.

En cuanto a las unidades de respuesta rápida, el gobierno emitirá un RFP el próximo mes. El proyecto es de 18 unidades, distribuidas en varios puntos de la isla, con una capacidad máxima de 540 megavatios (30 megavatios cada una).

Actualmente, la AEE mantiene 29 “picking units” en todo el país. Pero, según Ortiz, “son viejas y la mayoría no sirve”. Las que funcionan tienen un costo de operación de 34 centavos por kilovatio-hora. La propuesta es que las unidades nuevas no cuesten más de 17 centavos por kilovatio-hora, produciendo energía con diésel o gas natural.

“Las baterías siempre van a estar conectadas a cierto voltaje. Cuando la energía renovable varíe, las baterías llenan ese vacío y el cliente no lo nota. Si la fluctuación dura mucho tiempo, entonces se prenden las ‘picking units’, que son de respuesta rápida”, explicó.

Añadió que las baterías y unidades de respuesta rápida en la red “también ayudarán” a abaratar los costos de mantener la reserva en rotación, es decir, la capacidad en megavatios para responder a las fluctuaciones en el sistema. Hoy por hoy, esa reserva se logra prendiendo unidades en las termoeléctricas. Según Ortiz, el ahorro sería de hasta $90 millones al año.

Renegociarán contratos

Ortiz informó que el primer trimestre de 2019, también culminará la renegociación de los contratos con las cogeneradoras EcoEléctrica, en Peñuelas, y AES Puerto Rico, en Guayama. La primera produce energía con gas natural y la segunda, con carbón. Ambas tienen los costos de producción más bajos en el sistema.

La renegociación de ambos contratos se da en virtud del Título III de la Ley federal Promesa, que establece un proceso supervisado por el tribunal.

“Estamos en el proceso de propuestas y contrapropuestas. Los costos de ambas cogeneradoras son los más bajos, pero pueden bajar aún más porque mucho del costo capital ya se ha cubierto por el tiempo que llevan aquí”, dijo.

Sobre AES Puerto Rico, indicó que “ellos están claros” de que, a partir de 2027, cuando vence su contrato, no podrán quemar más carbón “porque así lo dicta la política pública”. La cogeneradora tiene la opción de cambiar su operación a gas natural o vender sus activos a otra empresa que trabaje con ese combustible.

“No tenemos problema en extenderle el contrato (a AES Puerto Rico), siempre y cuando sea con un combustible limpio”, afirmó.

Durante el primer trimestre de 2019, el gobierno emitirá otro RFP para el proyecto de “contadores inteligentes”, que permiten, tanto a la AEE como a los abonados, tener detalles de su consumo “en vivo y no cada 30 días”.

“Quiero que, por lo menos, tengamos tres suplidores para que haya competencia”, dijo Ortiz, quien estará en Texas el jueves y viernes para conocer más sobre estos sistemas.

Anticipó que el proyecto de “contadores inteligentes” arrancaría con una fase piloto, posiblemente en el distrito de Humacao de la AEE.

Ola de proyectos

Para finales del segundo trimestre de 2019, la AEE ejecutará un proyecto de mantenimiento en las unidades #5 y #6 de la central Costa Sur, en Guayanilla.

Ortiz dijo que el proyecto busca “maximizar la eficiencia del gas natural” en la planta, a la que se le harían unas “pequeñas mejoras”.

Añadió que, entre finales del tercer y principios del cuarto trimestre de 2019, “debemos tener la primera ola de proyectos de energía renovable instalados”.

Esa “primera ola” de proyectos sumarán unos 300 megavatios. La meta, sin embargo, es que haya 1,000 megavatios de fuentes renovables en cinco años.

¿Cómo se ejecutarán estos proyectos?, preguntó El Nuevo Día, a lo que Ortiz respondió que, “para fomentar las microrredes”, la AEE “ayudará a las compañías con financiamiento del costo de capital”, lo que incluye la interconexión a la red y las baterías de resguardo. La AEE proveería el financiamiento con fondos federales, específicamente con fondos del Programa de Desarrollo Comunitario con Subsidio Determinado para la Recuperación de Desastres (CDBG-DR, en inglés).

“Podríamos pagar los requerimientos mínimos de los proyectos de energía renovable, como parte de la resiliencia de la red tras el paso del huracán María”, indicó, tras estimar que, con este plan, el costo de generación de estos proyectos rondaría los 8 centavos por kilovatio-hora.

La intención de la AEE es que Puerto Rico quede dividido en ocho microrredes o “microíslas”, que contarían con proyectos de energía renovable, baterías y “picking units”. Cada microrred tendría, a su vez, otros sistemas de generación a pequeña escala.

Otro proyecto que se ejecutaría, a raíz del azote de María, es la reubicación de las líneas de transmisión de 230,000 voltios. Actualmente, esas líneas –las de mayor voltaje en la red– discurren de norte a sur y de este a oeste por terrenos de difícil acceso, lo que complicó su reparación tras el ciclón. La AEE tiene la intención de reubicar las líneas en las servidumbres de paso de las principales carreteras del país. El proyecto, a 10 años, sería sufragado por la Agencia Federal para el Manejo de Emergencias (FEMA, en inglés).

También dentro de 10 años, la AEE prevé que, con una generación a base de gas natural y fuentes renovables, las emisiones de dióxido de carbono (CO2) se reducirían en 49%.

En última instancia, sostuvo Ortiz, mientras más éxito tengan las iniciativas para bajar el costo energético, en mejor posición estará la AEE para cumplir sus obligaciones con los bonistas.


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