La Junta de Gobierno de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) autorizó este jueves la contratación de Power Expectations para instalar unidades de generación temporales en las centrales Aguirre y Costa Sur, en Salinas y Guayanilla, que proveerían hasta 800 megavatios (MW) en capacidad adicional por, al menos, dos años.

En reunión extraordinaria, el organismo también dio el visto bueno a las enmiendas introducidas al contrato de Energiza, consorcio que construirá una nueva central en el muelle de San Juan.

Durante el encuentro, la directora ejecutiva de la AEE, Mary Carmen Zapata, indicó que, conforme a los acuerdos, Power Expectations –una empresa que ha hecho negocios en la costa este de Estados Unidos– debe comenzar a inyectar energía a la red 60 días después que el contrato reciba todas las aprobaciones correspondientes, incluidas las del Negociado de Energía y la Junta de Supervisión Fiscal. La ingeniera, sin embargo, anticipó que la energía adicional se interconectará por “fases”, aunque no pudo precisar cuánta capacidad estaría disponible en un inicio.

“Una primera fase debe estar instalada en esos primeros 60 días y, de manera continua, ellos deben seguir instalando máquinas hasta alcanzar los 600 (MW) en Aguirre y los 200 en Costa Sur”, indicó.

Como había anticipado en pasadas semanas el zar de Energía y jefe de la Autoridad para las Alianzas Público Privadas (AAPP), Josué Colón, el contrato otorgado a Power Expectations únicamente contemplará pagos por la energía que inyecten a la red, excluyendo así desembolsos garantizados en función de su capacidad disponible. Es decir, si LUMA Energy, como operador de transmisión y distribución, no ordena el despacho de las unidades temporales, la empresa no recibiría pago.

Colón proyectó, previamente, que las unidades estarían en servicio entre seis y ocho horas diarias, período en el que venderían la energía a un precio fijo de 24 centavos por kilovatio hora, que supera el costo promedio de generación de la flota existente, que ronda los 18 centavos.

El contrato, de dos años garantizados con dos posibles extensiones de un año cada una, es más extenso de lo que contemplaba la solicitud de propuestas (RFP, en inglés) publicada en marzo. El documento indicaba que el contrato base sería de un año junto a las dos potenciales extensiones de un año. La adjudicación y negociaciones, sin embargo, se extendieron más de lo previsto, por lo que, en el mejor de los casos, la producción de energía adicional estará disponible tarde en el verano.

“Entendemos que es razonable debido a que atiende tanto la emergencia actual que tenemos en el sistema, como permitir retirar de servicio las unidades que requieren mantenimiento y reparación durante los próximos dos años”, acentuó Zapata, quien precisó que la carta final de adjudicación se envió a Power Expectations el 16 de junio.

Durante la reunión, no se abordaron las capacidades de Power Expectations para cumplir con los términos pactados en el contrato, si bien Colón ha indicado que la compañía remitió, durante la licitación, la fianza requerida de $75 millones. El Nuevo Día supo, por múltiples fuentes, que, al menos hasta la semana pasada, Power Expectations no contaba con el financiamiento necesario para sufragar la inversión inicial del proyecto ni acuerdos para obtener las unidades o el suplido de gas natural.

Al abundar sobre las negociaciones, que estuvieron en manos de la firma Regulatory Compliance Services, designada por la AAPP, Zapata señaló que solo Power Expectations presentó una oferta final con precio por kWh por debajo del umbral establecido, que no precisó. El otro finalista, Javelin Global Commodities, cotizó por encima del umbral y, además, pidió unas garantías financieras que, según Zapata, no eran “aceptables” bajo el escenario fiscal de la AEE.

A preguntas del presidente de la Junta de Gobierno, Eduardo Soria Rivera, Zapata agregó que la propuesta de Javelin únicamente contemplaba inyectar 167 MW a través de Costa Sur, capacidad que “no estaba cerca de la meta”. En un momento, no obstante, Colón había dicho que lo ideal era suscribir contratos con ambas compañías, que se combinarían para producir los 800 MW entre Aguirre y Costa Sur.

Tras aprobar unánimemente la contratación de Power Expectations, la Junta de Gobierno hizo lo propio con las enmiendas al acuerdo suscrito originalmente en diciembre pasado con Energiza.

Zapata detalló que, a partir de las modificaciones, el costo promedio del kWh que Energiza espera vender a la AEE se reducirá de 13.66 a 13.4 centavos, una diferencia de 0.26 centavos. A cambio, la capacidad de la central se incrementará de 478 a 560 MW, tal como este diario había adelantado en abril.

La jefa de la AEE puntualizó que Energiza –que producirá energía mediante la quema de gas natural– aportará mayor confiabilidad al localizarse cercano a los puntos de mayor demanda en el país y contar con la capacidad de regular el voltaje y frecuencia de la red, contrario a las plantas más antiguas. Si bien el contrato estipula que la planta, un ciclo combinado con unidades de combustión y vapor contiguo a la central San Juan, entre en servicio en 2028, Zapata señaló que dependerá de la obtención de permisos ambientales.

“Es la parte que generalmente toma más tiempo”, dijo.