El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) aclaró que la licitación que ordenó a la Autoridad para las Alianzas Público Privadas (AAPP) para el desarrollo de nuevas instalaciones permanentes de generación eléctrica deberá contemplar la transición completa a energía renovable para 2050, por lo que los recursos que el gobierno contrate no pueden centrarse exclusivamente en fuentes convencionales como el gas natural.

La directriz del NEPR, en ese sentido, parece chocar con la interpretación que el director ejecutivo de la AAPP y zar de Energía, Josué Colón, había hecho de la resolución que el organismo regulador emitió el 19 de marzo, en la que ordenó evaluar la contratación de hasta 3,000 megavatios en capacidad adicional de generación a largo plazo.

En síntesis, la resolución aclaratoria que el NEPR expidió anteayer, miércoles, traza una distinción entre los conceptos de generación “base” y “capacidad firme”, lo que, a su vez, repercute sobre los objetivos de la futura solicitud de propuestas (RFP, en inglés) de la AAPP y las posibilidades de contratación, dentro de ese proceso competitivo, de recursos de energía renovable.

“En la resolución del 19 de marzo, el NEPR incluyó una referencia indicando que el proceso de adquisición liderado por la AAPP, a la luz de su RFP, debería procurar ‘capacidad de carga base’. Sin embargo, el NEPR ha identificado desde entonces que esta referencia puede haber creado confusión o interpretaciones erróneas del objetivo que persigue el proceso de licitación. Específicamente, algunas partes parecen haber concluido que la adquisición debe limitarse a recursos tradicionalmente definidos como generación de carga base. Esta interpretación es incorrecta”, señaló el NEPR.

En una entrevista previa con El Nuevo Día, Colón había indicado que, a la luz de la resolución de marzo, el proceso que la AAPP encamina limitaría al gas natural las potenciales fuentes fósiles –descartando derivados del petróleo como el búnker C y diésel– y que cualquier recurso de energía renovable debería poder operar con un “factor de capacidad” cercano al 90%, que, en síntesis, se refiere al tiempo en que una instalación puede producir energía a todo volumen. Las fincas fotovoltaicas, por ejemplo, suelen tener un factor de capacidad de 20% a 25% debido a la intermitencia de la irradiación solar que necesitan para generar energía.

“Al menos, hasta ahora, el plan es que (el RFP) provea para tecnologías que no sean intermitentes. (…) Eso lo que significa es que, si un proyecto de energía intermitente va a participar, no puede ser como hasta el presente, que es un proyecto de placas solares y tres horas de (almacenamiento en) baterías. Si quieres competir como un proyecto ‘baseload’ (generación base), tienes que presentar una propuesta, que puede ser solar, pero tiene que contar con el ‘backup’ de baterías necesario para que sea uno con el factor de capacidad de una planta convencional”, dijo Colón entonces.

En la resolución de seguimiento, en cambio, el NEPR puntualizó que el concepto de capacidad firme que regirá la búsqueda de generación nueva no supone solamente instalaciones con capacidad de operar continuamente, sino que puede incluir recursos –como las propias baterías de almacenamiento– que puedan despacharse en los horarios de mayor consumo.

“Por ejemplo, un sistema solar fotovoltaico que opere en horario diurno, combinado con baterías capaces de descargarse en ventanas de cuatro a seis horas, podría satisfacer adecuadamente necesidades de capacidad firme si pueden servir confiablemente la carga durante el periodo pico de 6:00 p.m. a 10:00 p.m.”, señaló el NEPR, que recalcó que el RFP, de entrada, no deberá priorizar unas fuentes sobre otras.

Este viernes, una petición de reacción al zar de Energía, por medio de su oficial de prensa, no fue respondida.

Según el NEPR, la aclaración del alcance del RFP resultaba necesaria por la naturaleza de los proyectos de generación a largo plazo y sus repercusiones sobre la meta estatutaria de lograr una cartera de energía renovable de 100% para 2050. El objetivo para 2050 se mantuvo pese a las enmiendas, impulsadas por la gobernadora Jenniffer González, a la Ley de Política Pública Energética que eliminaron las metas de 40% y 60% que previamente aplicaban para 2025 y 2040.

“Una estrategia de adquisición enfocada únicamente en recursos de combustibles fósiles obstaculizaría significativamente la consecución de los estándares del portafolio renovable. Nuevas instalaciones de generación, ya sean basadas en gas natural o tecnologías renovables, requieren compromisos financieros a largo plazo, extendiéndose típicamente de 25 a 30 años. Satisfacer toda la capacidad del sistema exclusivamente con gas natural, probablemente, tendría el efecto de atarnos las manos con la infraestructura, tornando impráctico el cumplimiento con el objetivo de renovables para 2050”, acentuó el regulador.